FACTIBILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LA …tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2011-07-21T11:31:58Z-1496/... · APROBACIÓN Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado FACTIBILIDAD

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FACTIBILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LA APLICACIÓN DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE AGUA A CAMPO BOSCÁN

Trabajo de grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

Autor: FUENMAYOR OVIOL, CESAR ERNESTO Tutor: Américo Perozo Co-tutor: Renato Acosta

Maracaibo, noviembre de 2008

APROBACIÓN

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado FACTIBILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LA APLICACIÓN DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE AGUA A CAMPO BOSCÁN, que el Ingeniero Cesar Fuenmayor, C.I. 13.992.187; presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del artículo 51, párrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

_____________________ Coordinador del Jurado

Américo Perozo C.I. 2.280.248

_______________________ _______________________ Orlando Zambrano Renato Acosta C.I. 7.548.612 C.I. 4.523.951

________________________________

Director de la División de Postgrado Gisela Páez

Maracaibo, noviembre del 2008.

DEDICATORIA

A Dios, primero que todo, por concederme todo lo necesario para culminar una de las

etapas más importante de mi vida.

A mis padres, quienes con su apoyo, estimulo y comprensión me han ayudado a conseguir

todas las metas que me he trazado.

A mis hermanos, quienes siempre han estado a mi lado, brindándome su confianza y

ayudándome a continuar adelante a pesar de las dificultades.

A mi abuela Valentina, quien en vida siempre estuvo dispuesta a escucharme y darme su

cariño; sin duda alguna, la persona más especial que he conocido.

A Maria Alejandra, por estar conmigo en las buenas y en las malas, apoyándome en todo

momento.

AGRADECIMIENTOS

A La Universidad del Zulia, particularmente a la División de Postgrado de la Facultad de

Ingeniería, por darme la oportunidad de completar otra fase en mí desarrollo profesional.

A la empresa Chevron, por brindarme la oportunidad y el apoyo de realizar este trabajo de

investigación, especialmente al departamento de Perforación y Completación para Campo

Boscán.

A la empresa Halliburton, particularmente a su división de Servicios de Fluidos por su

apoyo en el desarrollo de esta investigación

A mi padre, ingeniero Iván Fuenmayor, por su asesoramiento y supervisión en la

realización de esta investigación.

A los ingenieros Américo Perozo y Renato Acosta, por su valiosa colaboración en el

desarrollo de esta investigación.

A todos mis familiares, compañeros y amigos quienes compartieron conmigo a lo largo

del desarrollo de mi carrera; gracias a todos.

Fuenmayor Oviol, Cesar Ernesto. Factibilidad Técnica Y Económica De La Aplicación De Un Fluido De Perforación Base Agua A Campo Boscán. 2008 Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 109 p. Tutor: Américo Perozo; Cotutor: Renato Acosta.

RESUMEN

Este trabajo de investigación describe el diseño de los sistemas de fluidos de perforación utilizados actualmente en la campaña de perforación en Campo Boscán, así como también, nuevas propuestas para optimizar el uso de dichos sistemas y conseguir un mejor desempeño en las operaciones de perforación y completación. El desarrollo del mencionado campo ha estado marcado por la continua búsqueda de optimizar las operaciones de perforación y reducir los costos operativos. Desde comienzos de Julio de 1996, mejoramientos continuos has sido llevado a cabo en todos los aspectos relacionados con las actividades de perforación: diseño de mechas, fluidos de perforación, ensamblajes de fondo, técnicas de cementación, entre otros. Desde la decisión inicial de perforar un pozo en este campo, ha existido un enfoque evolucionario en la selección y refinamiento de la técnica mas apropiada de los sistemas de fluidos. El actual proceso contempla el uso de agua fresca y gel para la sección superficial, un sistema no disperso para la sección intermedia y un fluido limpio a base de carbonato de calcio para la sección de producción. Esta investigación se encuentra enfocada en la optimización de los presentes sistemas de fluidos de perforación, tomando en consideración la búsqueda de mayores tasas de penetración (ROP), mínima ocurrencia de problemas de estabilidad de arcillas en la sección intermedia, y un fluido limpio para la zona de producción con un mínimo impacto en términos de daño a la formación. Las características geológicas de la zona, así como la reacción de las mismas con los sistemas de fluidos utilizados durante la perforación, son evaluadas en esta investigación. Las propiedades reológicas y fisicoquímicas de dichos sistemas son evaluadas, al mismo tiempo que se consideraron pruebas de hinchamiento lineal de arcillas de manera que se formuló y recomendó la mejor opción para conseguir los objetivos minimizando los problemas operacionales asociados al hinchamiento de estas arcillas. Palabras claves: Fluidos de perforación, inhibición, lutitas, lubricidad, evaluación, arcillas reactivas, sensibilidad económica, sistema de fluido base agua, sistema de fluido base aceite. Email: [email protected]

Fuenmayor Oviol, Cesar Ernesto. Water Base Drilling Fluids Technical And Economical Feasibility For Boscan Field. 2008 Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 109 p. Tutor: Américo Perozo; Cotutor: Renato Acosta.

ABSTRACT

This research project describe the design of drilling fluids system in the ongoing drilling campaign at Boscan field, as well new proposals to optimize these systems and find a better performance for drilling and completion operations. The development of the Boscan field has been marked by a continuous drive to optimize drilling performance and reduce total operating costs. Since the beginning in July 1996, continuous improvements have been realized for all aspects of the drilling operations: drilling fluids, bit design, drilling assemblies, cementing techniques, among others. From the initial decision to drill the wells in the field, there has been an evolutionary approach to selection and refinement of the most appropriate drilling fluid and completion technique. The still ongoing optimization process has evolved to the current WBM drilling fluids program where a Gel/Fresh water system is used for the surface section, a non dispersed system for the intermediate section, and a non-damaging clean fluid formulated with adequately sized calcium carbonate as weighting/bridging agent for the productive section. This research is aimed to evaluate the current fluid systems, looking to obtain high ROP’s, minimum occurrence of hole instability problems in the intermediate section, and a clean fluid with minimum impact in terms of formation damage for the productive sands without causing hole instability in any intra-reservoir shale lenses that may be encountered while drilling or completing these wells. The geological characteristics of the area, as well the reaction of the same with the current drilling fluids system are evaluated in this investigation. The rheological and physical chemical properties are evaluated, at the same time, reactive shale test were performed in order to formulate and recommend the best option to reach the objectives while minimizing the operational problems.

Key words: Drilling fluids, inhibition, shale, lubricity, evaluation, reactive shale, economic sensibility, water base drilling fluids system, oil base drilling fluids system.

Email: [email protected]

TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN………………………………………………………………………………… 3

ABSTRACT……………………………………………………………………………….. 4

TABLA DE CONTENIDOS……………………………………………………………… 5

LISTA DE TABLAS……………………………………………………………………… 9

LISTA DE FIGURAS……………………………………………………………………... 10

NOMENCLATURA………………………………………………………………………. 12

INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………… 14

CAPÍTULO I: EL PROBLEMA………………………………………………………….. 15

1.1.- Planteamiento del Problema…………………………………………………………. 15

1.2.- Objetivos …………………………………………………………………………….. 16

1.2.1.- Objetivo General……………………………………………………………... 16

1.2.2.- Objetivos Específicos………………………………………………………... 16

1.3.- Justificación de la Investigación.…………………………………………………….. 17

1.4.- Delimitación de la Investigación…………………………………………………….. 18

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO……………………………………………………… 19

2.1.- Antecedentes de la Investigación…………………………………………………….. 19

2.1.1.- Contribution Of The Drilling Fluids Design To The Successful

Development of the Boscan Field…………………………………………………… 19

2.1.2.- Evaluación y Selección de Fluidos de Perforación en el Área La

Palma del Campo Rosario…………………………………………………………… 20

2.2.- Reseña Histórica Campo Boscán…………………………………………………….. 21

2.3.- Fundamentos Teóricos………………………………………………………….......... 24

2.3.1.- Fluidos de Perforación……………………………………………….............. 24

2.3.2.- Funciones de los fluidos de perforación……………………………………... 25

2.3.3.- Factores a considerar durante la perforación de pozos………………………. 29

2.3.3.1.- Daños a formaciones subterráneas…………………………………. 30

2.3.3.2.- Corrosión de la sarta y del revestimiento………………………….. 30

2.3.3.3.- Reducción de la velocidad de penetración…………………………. 30

2.3.3.4.- Presiones de succión, pistón y presión de circulación……………... 31

2.3.3.5.- Pérdida de circulación……………………………………………… 31

2.3.3.6.- Pega de la sarta…………………………………………………….. 31

2.3.3.7.- Erosión de las paredes del pozo……………………………………. 32

2.3.3.8.- Retención de sólidos indeseables…………………………………... 32

2.3.3.9.- Desgaste de las bombas……………………………………………. 32

2.3.3.10.- Contaminación de lechadas de cemento…………………………. 33

2.3.3.11.- Contaminación del ambiente……………………………………... 33

2.3.4.- Propiedades de los fluidos de perforación………………………………….... 34

2.3.4.1.- Densidad de lodo…………………………………………………... 34

2.3.4.2.- Viscosidad………………………………………………………….. 35

2.3.4.3.- Reología……………………………………………………………. 35

2.3.5.- Tipos de fluidos……………………………………………………………… 41

2.3.5.1.- Fluidos Newtonianos………………………………………………. 41

2.3.5.2- Fluidos No Newtonianos…………………………………………… 42

2.3.6.- Clasificación de los fluidos de perforación………………………………….. 43

2.3.6.1.- Lodos base agua……………………………………………………. 44

2.3.6.2.- Lodos base aceite…………………………………………………... 45

2.3.7.- Fases de los fluidos de perforación…………………………………………... 46

2.3.7.1.- Fase continua………………………………………………………. 47

2.3.7.2- Fase discontinua…………………………………………………….. 47

2.3.8.- Lutitas………………………………………………………………………... 47

2.3.9.- Arcillas……………………………………………………………………….. 49

2.3.10.- Fenómeno de Hinchamiento-Dispersión…………………………………… 51

2.3.11.- Estabilidad de arcillas………………………………………………………. 53

2.3.12.- Principales estados de asociación de las partículas de arcilla en los

fluidos de perforación……………………………………………………………….. 55

2.3.13.- Pega de Tubería…………………………………………………………….. 55

2.3.13.1.- Pega por diferencial………………………………………………. 56

2.3.13.2.- Pega por empaquetamiento……………………………………….. 57

2.3.13.3.- Pega por pozo estrecho…………………………………………… 58

2.3.13.4.- Pega por geometría de hoyo……………………………………… 58

2.3.14.- Pérdida de circulación………………………………………………………. 60

2.3.14.1.- Formaciones cavernosas………………………………………….. 60

2.3.14.2.- Formaciones fracturadas………………………………………….. 60

2.3.14.3.- Formaciones permeables…………………………………………. 61

CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO…………………………………………… 62

3.1.- Evaluación de propiedades reológicas y fisicoquímicas de los sistemas de lodos de

perforación base agua utilizados actualmente en Campo Boscán…………………………. 62

3.2.- Diseño de sistema de lodo base aceite adaptado a las necesidades técnicas y

económicas de Campo Boscán…………………………………………………………….. 67

3.2.1.- Preparación…………………………………………………………………... 67

3.2.2.- Preparación en el taladro de perforación…………………………………….. 67

3.2.3.- Transferencia del lodo a los tanques del taladro de perforación…………….. 68

3.2.4.- Pre-tratamiento del lodo base agua…………………………………………... 68

3.2.5.- Otros puntos a considerar para el uso de fluidos base aceite………………… 68

3.2.6.- Corrida de registros en lodo base aceite ……………………………………... 69

3.3.- Evaluación de la inhibición de las arcillas de los sistemas de fluidos de

perforación base agua mediante pruebas de dispersión e hinchamiento lineal de arcillas

y lutitas…………………………………………………………………………………….. 69

3.4.- Determinación de limitantes de logística y ambiental del sistema base agua de alto

rendimiento en comparación con el sistema base aceite…………………………………... 73

3.5.- Estudio de sensibilidad económica sobre la utilización de ambos sistemas de fluidos

de perforación……………………………………………………………………………... 74

CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS…………………………………............ 75

4.1.- Evaluación de propiedades reológicas y fisicoquímicas de los sistemas de lodos de

perforación base agua utilizados actualmente en Campo Boscan…………………………. 75

4.2.- Diseño de sistema de lodo base aceite adaptado a las necesidades técnicas y

económicas de Campo Boscán…………………………………………………………….. 80

4.3.- Evaluación de la inhibición de las arcillas de los sistemas de fluidos de perforación

base agua mediante pruebas de dispersión e hinchamiento lineal de arcillas y lutitas……. 82

4.3.1.- Difracción de Rayos X……………………………………………………….. 82

4.3.2.- Prueba de dispersión de lutitas………………………………………………. 83

4.3.3.- Prueba de hinchamiento lineal……………………………………….............. 86

4.3.4.- Prueba de retorno de permeabilidad…………………………………………. 88

4.4.- Determinación de limitantes de logística y ambiental del sistema base agua de alto

rendimiento en comparación con el sistema base aceite…………………………………... 89

4.4.1.- Tanque de recepción…………………………………………………………. 92

4.4.2.- Retroexcavadora ……………………………………………………………... 92

4.4.3.- Centrifuga……………………………………………………………………. 92

4.4.4.- Supavac………………………………………………………………………. 92

4.4.5.- Compresor de aire……………………………………………………………. 92

4.4.6.- Secador de ripios……………………………………………………………... 92

4.4.7.- Tanque tres caras…………………………………………………………….. 92

4.5.- Estudio de sensibilidad económica sobre la utilización de ambos sistemas de fluidos

de perforación……………………………………………………………………………... 92

CONCLUSIONES………………………………………………………………………… 97

RECOMENDACIONES………………………………………………………………....... 98

GLOSARIO………………………………………………………………………………... 99

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………………….. 106

ANEXOS………………………………………………………………………………….... 108

LISTA DE TABLAS

Tabla Página

1. Concentración de productos lodo base agua…………………………………………… 75

2. Propiedades Reológicas Icotea Superior, BN-822……………………………………... 76

3. Propiedades Reológicas Anhidrita, BN-822…………………………………………… 76

4. Propiedades Reológicas Boscan Superior, BN-822……………………………………. 77



7. Propiedades Reológicas Boscan Superior, BN-823……………………………………. 78



10. Propiedades Reológicas Boscan Superior, BN-824…………………………………... 80

11. Concentración de Productos lodo base aceite………………………………………… 81

12. Propiedades reológicas lodo base aceite……………………………………………… 81

13. Composición química de la lutita……………………………………………………... 82

14. Composición química de la arcilla……………………………………………………. 82

15. Porcentajes de dispersión formulación #1…………………………………………….. 83

16. Porcentajes de dispersión formulación #2…………………………………………….. 84

17. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #1……………………………………... 86


19. Prueba de Retorno de Permeabilidad…………………………………………………. 89

20. Costos de materiales para servicios de fluidos base agua …………………………….. 93

21. Costos de equipos en renta para servicios de fluidos base agua………..…………….. 93

22. Costos de servicios y personal para fluidos base agua………………………………... 94

23. Costos totales para fluidos base agua…………………………………………………. 94

24. Costos de materiales para servicios de fluidos base aceite…………………………… 95

25. Costos de equipos en renta para servicios de fluidos base aceite…………………….. 95

26. Costos de servicios y personal para fluidos base aceite………………………………. 96

27. Costos totales para fluidos base aceite………………………………………………... 96

LISTA DE FIGURAS

Figura Página

1. Campo Boscán…………………………………………………………………………. 21

2. Columna estratigráfica de Boscán……………………………………………………… 23

3. Transporte de los ripios hasta superficie……………………………………………….. 26

4. Transmisión de energía hidráulica……………………………………………………... 28

5. Tensión de Corte vs. Velocidad de Corte en Fluidos Newtonianos……………………. 41

6. Viscosidad vs. Velocidad de corte en Flujos Newtonianos……………………………. 42

7. Tensión de Corte vs. Velocidad de Corte para un fluido de Perforación………………. 42

8. Viscosidad vs. Velocidad de Corte para un fluido de Perforación…………………….. 43

9. Clasificación de los fluidos de Perforación…………………………………………….. 44

10. Emulsión aceite en agua………………………………………………………………. 46

11. Ejemplo de cristales: a) tetraédrico; b) octaédrico……………………………………. 49

12. Estructura de algunas arcillas…………………………………………………………. 50

13. Efecto de la doble capa eléctrica……………………………………………………… 52

14. Pega por diferencial…………………………………………………………………… 56

15. Pega por empaquetamiento………………………………………………………….... 57

16. Pega por geometría del hoyo………………………………………………………….. 59

17. Viscosímetro FANN 35A …………………………………………………………….. 64

18. Prueba de Filtrado HP/HT…………………………………………………………….. 66

19. Prueba de difracción de Rayos X……………………………………………………... 70

20. Hinchamiento Lineal de Lutitas………………………………………………………. 72

21. Prueba de Hinchamiento Lineal de Lutitas…………………………………………… 72

22. Retorno de Permeabilidad …………………………………………………………….. 73

23. Gráfico de dispersión formulación #1………………………………………………… 84

24. Gráfico de dispersión formulación #2………………………………………………… 85



27. Equipos de control de sólidos MBM…………………………………………………. 91

28. Equipos de control de sólidos lodo base aceite en pozo BN-817……………………. 108

29. Cajas de recortes lodo base aceite en pozo BN-817………………………………….. 108

30. Tanques de lodo en pozo BN-817 …………………………………………………….. 109

31. Tanques de lodo desde adentro en pozo BN-817……………………………………... 109

NOMENCLATURA

Φ: Porosidad, %.

% Ay S: Porcentaje de agua y sedimentos.

˚API: Gravedad del petróleo.

A: Amperios, unidad de flujo eléctrico.

AC: Corriente alterna.

bpd: Barriles por día.

BCP: Bombeo de Cavidad Progresiva.

BES: Bombeo electrosumergible.

CAPEX: Costos de inversión.

CVX: Chevron.

DC: Corriente directa.

ESP: Electric Submersible Pump, Bomba Electrosumergible.

Hz: Hertz, unidad de frecuencia.

HP: Horse power, caballos de fuerza.

HSE: Health, Safety and Environment, Salud, Seguridad y Ambiente.

ID: Diámetro interno.

INTEVEP: Instituto Tecnológico Venezolano del Petróleo.

K: Permeabilidad, md.

Kv: Kilovoltios, unidad de potencial eléctrico.

LWD: Logging While Drilling, Perfilando Mientras se Perfora.

MWD: Measurement While Drilling, Medición Mientras se Perfora.

NPV: Net Present Value, Valor Presente Neto.

OD: Diámetro externo.

OPEX: Costos operacionales.

Pb: Presión de saturación, lpc.

PCP: Progressive Cavity Pump, Bombeo de Cavidad Progresiva.

PDVSA: Petróleos de Venezuela S.A.

PLT: Production Logging Tool, Herramienta de Perfilaje de Producción.

PVT: Presión, Volumen y Temperatura.

RGP: Relación gas-petróleo, pies3/bbl.

RPM: Revoluciones Por Minuto, unidad de velocidad.

TVD: True Vertical Depth, Profundidad Vertical Verdadera.

UDC: Unit Development Cost, Costo de Desarrollo por Unidad.

USD: Dólares, unidad de moneda norteamericana.

VIR: Value Investment Ratio, Tasa Interna de Retorno.

14

INTRODUCCIÓN

Desde la decisión inicial de perforar un pozo en Campo Boscán, ha existido un enfoque

de mejoramiento para seleccionar y refinar la técnica más apropiada para fluidos de perforación y

completación. El continuo proceso de optimización ha llevado al actual uso de un fluido de

perforación base agua para cada etapa como se describe a continuación: sistema de gel/agua

fresca para la sección superficial, un sistema de bajo PH y no disperso para la sección intermedia

y un fluido para la zona productora diseñado esencialmente para proporcionar el mas bajo posible

índice de filtración.

En la optimización de fluidos para la perforación de pozos, los objetivos mas importantes

tomados en consideración son los de conseguir una alta tasa de penetración, mínima ocurrencia

de inestabilidad de hoyo en la sección intermedia, evitar problemas asociados a limpieza de hoyo

y pega de tubería, y utilizar un fluido limpio y con un mínimo impacto en términos de daño a la

formación en las arenas productoras.

El objetivo de esta investigación consiste en evaluar y optimizar los sistemas de fluidos

base agua diseñados, para utilizarlos en la perforación en un perfil de pozo con arcillas reactivas.

Para tal fin se preparan fluidos con formulaciones específicas con propiedades físico-químicas

similares o mejores que una formulación de fluido base aceite comúnmente utilizado en el perfil

de estos tipos de pozos.

La investigación se encuentra estructurada en cuatro capítulos: en el primero se establece

el planteamiento del problema, incluyendo la justificación de la investigación, objetivos, alcance

y delimitación; en el segundo, se detallan los antecedentes y fundamentos teóricos de la

investigación; en el tercero se describe la metodología utilizada para llevar a cabo los objetivos

planteados. Por último se presenta el análisis de los resultados, en base a los cuales se llega a una

serie de conclusiones y recomendaciones, entre los que destacan, los méritos para la optimización

del presente sistema de fluidos de perforación en los pozos de Campo Boscán.

15

CAPÍTULO I: EL PROBLEMA

1.1. Planteamiento y Formulación del Problema.

En la actualidad el mayor reto que se presenta en la formulación de los fluidos de

perforación es satisfacer las crecientes y exigentes condiciones de altas temperaturas y presiones

que se encuentran en algunos pozos profundos, desviados y de alcance extendido, y evitar, a la

vez, dañar el medio ambiente. Las operaciones en Campo Boscán no escapan de este desafío, de

aquí la radica la necesidad de mantener un mejoramiento continuo en todas las fases que

contemplan la perforación de pozos de petróleo en esta zona.

Durante las actividades de perforación, problemas de limpieza de hoyo, perdida de

circulación y pega de tubería asociados a inestabilidad de arcillas, son encontradas a lo largo de

las operaciones en las secciones superficiales, intermedia y de producción.

Debido al largo tiempo de exposición de las arcillas reactivas con el sistema de fluidos, y

aunado a las largas secciones perforadas, característica del perfil de construcción de pozos en

Campo Boscán, hace que la hidratación de las arcillas dificulte el transporte de los cortes de

perforación a la superficie y por ende afecte la correcta limpieza del hoyo ocasionando

embolamiento de la mecha, perdidas de circulación por presiones de suaveo, pega de tubería y

bajas tasas de penetración.

Los problemas ocasionados por la reactividad de las arcillas con el lodo de perforación,

originan una serie de consecuencias que se traducen en largos tiempo operacionales que a vez

afectan negativamente la rentabilidad del negocio.

Estos inconvenientes han llevado a la constante búsqueda por conseguir técnicas y

métodos con el fin de mejorar la eficiencia y la rentabilidad en las operaciones de Campo

Boscán, a través del desarrollo de un fluido de perforación que permita disminuir el grado de

reactividad de estas arcillas inestables y de esta manera garantizar una adecuada limpieza de

hoyo sin incidentes que puedan afectar la eficiencia de las operaciones y consiguiendo altas tasas

16

de penetración que a su vez disminuirán el tiempo de exposición de estas arcillas con el lodo de

perforación.

Tomando en cuenta lo expuesto anteriormente, se presentan las siguientes interrogantes:

¿Que tanto se puede minimizar el efecto de hidratación en estas arcillas reactivas?

¿Se podrá eliminar por completo los problemas de embolamiento de la mecha y

ensamblajes de fondo, que conllevan a su vez a una serie de problemas operacionales que afectan

negativamente la eficiencia y el rendimiento esperado?

Existe la necesidad de mitigar la reactividad de las arcillas con los sistemas de lodos base

agua utilizados actualmente en Campo Boscán, en virtud de este planteamiento, ¿Será posible

imitar las bondades de un lodo base aceite, en cuanto a reactividad de arcillas se refiere, en un

lodo base agua para la perforación de pozos en esta área?

1.2. Objetivos.

A continuación se presentan los objetivos generales y específicos de la investigación.

1.2.1. Objetivo General de la Investigación.

Evaluar técnica y económicamente la factibilidad de la aplicación de un fluido de

perforación base agua mejorado que permita obtener ventajas similares a las alcanzadas con lodos

base aceite en pozos perforados en el área de campo Boscán.

1.2.2. Objetivos Específicos de la Investigación.

Los objetivos específicos son planteados a continuación.

Evaluar las propiedades reológicas y fisicoquímicas de los sistemas de lodos de perforación

base agua utilizados actualmente en las operaciones de Campo Boscán.

Diseñar un sistema de lodo base aceite que se adapte a las necesidades técnicas y económicas

de Campo Boscán.

17

Realizar pruebas de difracción de rayos x para caracterizar las arcillas presentes en las

formaciones a perforar en Campo Boscán.

Evaluar la inhibición de las arcillas de los sistemas de fluidos de perforación base agua

mediante pruebas de dispersión e hinchamiento lineal de arcillas y lutitas.

Realizar pruebas de retorno de permeabilidad de las formaciones en estudio al utilizar fluidos

base agua.

Determinar las limitantes de logística y ambientales del sistema base agua de alto rendimiento

en comparación con el sistema base aceite.

Realizar un estudio de sensibilidad económica sobre la utilización de ambos sistemas de

fluidos de perforación.

1.3. Justificación de la Investigación.

En la explotación de hidrocarburos, el factor económico juega un papel determinante en la

planificación de todos los proyectos. Por esta razón, siempre se busca la manera de disminuir los

costos operacionales para hacer más rentable el negocio.

Por esta razón, se presenta la necesidad de mejorar y optimizar el diseño de los fluidos de

perforación y completación utilizados durante las operaciones en Campo Boscán y de esta

manera atenuar los problemas potenciales esperados en las distintas fases.

Los fluidos de perforación base aceite representan la mejor opción cuando se pretende

perforar pozos con problemas de estabilidad de hoyo y arcillas reactivas. Estos lodos tienen un

alto grado de lubricidad y tienen la habilidad de inhibir la hidratación de arcillas. Estos lodos

también son utilizados para aplicaciones especiales como por ejemplo, pozos con altas presiones

y altas temperaturas, presencia de H2S y CO2, etc. El costo (comparados con los fluidos base

agua) es la mayor desventaja cuando se considera la utilización de estos fluidos; inicialmente, el

costo por barril es mucho mas elevado que el de los lodos base agua, sin embargo, los lodos base

aceite pueden ser reacondicionados y utilizados en varios pozos. Hoy en día, debido a las

18

restricciones ambientales, el uso de estos fluidos base aceite se encuentra prohibido o bien

severamente restringido en diferentes locaciones. En algunas áreas, perforar con lodos base

aceites requiere que los recortes sean almacenados y desechados en sitios especialmente

diseñados para tal fin. Los costos de almacenamiento, transporte y desecho pueden disminuir

considerablemente la rentabilidad del uso de los lodos base aceite.

Ahora bien, al desarrollar un sistema de fluidos base agua capaz de imitar las bondades de

los lodos base aceite, en cuanto a reactividad de arcillas se refiere, se espera alcanzar mejores

tasas de penetración así como también una reducción considerable en los tiempos de taladro al

evitar problemas asociados a hinchamiento de arcillas como embolamiento de mechas y

ensamblajes de fondo, pega de tubería, limpieza de hoyo, entre otros.

Los resultados obtenidos durante este estudio proveerá opciones que van a determinar la

estrategia óptima en cuanto a la selección y formulación de un sistema de fluidos que permita

mejorar la eficiencia de las operaciones de perforación y completación lo cual se traduce en un

mayor rendimiento económico.

1.4. Delimitación de la Investigación.

La investigación será aplicada en los pozos ubicados en Campo Boscán localizado a 40

kilómetros al Suroeste de Maracaibo, y operada por la empresa mixta Petroboscan

(Chevron/PDVSA). Los estudios y pruebas serán llevados a cabo en las oficinas de Petroboscan

en Maracaibo, específicamente en el Departamento de Perforación & Completación, y en los

laboratorios de Halliburton Fluids Services en su sede de Punta Camacho en la Costa Oriental del

Lago, durante el lapso de Noviembre de 2007 y Mayo del 2008.

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO

2.1. Antecedentes de la Investigación.

En la actualidad, el mayor desafío al diseñar fluidos de perforación es poder satisfacer las

condiciones cada vez más exigentes de las altas temperaturas y presiones que se encuentran en

algunos pozos profundos y de alcance extendido y horizontal, evitando, a la vez, provocar daños

al medio ambiente.

Con esta investigación, se busca minimizar los problemas asociados con arcillas

inestables durante la perforación de pozos en campo Boscán, los cuales complican la limpieza del

hoyo y crean peligros potenciales de pega de tubería y perdida de circulación entre otros.

Es por esto que se consideraron investigaciones previas asociados a estos fenómenos para

el desarrollo de este trabajo, los mismos son presentados a continuación.

2.1.1. Contribution Of The Drilling Fluids Design To The Successful Development Of The

Boscan Field

Esta investigación fue presentada en el XIII Congreso Latinoamericano de Perforación en

la Isla de Margarita, Venezuela en el año 2002. La misma estuvo dedicada al diseño de los

fluidos base agua utilizados en la campaña de perforación en Campo Boscán llevada a cabo

durante el año 2002; el objetivo de este trabajo se enfocó en minimizar los problemas

relacionados con inestabilidad y limpieza de hoyo.

Para la optimización de los pozos a perforar en dicho campo, se busco el aumento de las

tasas de penetración (ROP), mínima ocurrencia de inestabilidad de hoyo en la sección intermedia,

y el uso de un fluido limpio para las arenas de la zona productora con un mínimo impacto en

términos de daño a la formación.

Las características geológicas son presentadas, así como también los perfiles de pozos y

las técnicas operacionales llevadas a cabo para el desarrollo de la fase de perforación y

completación de pozos.

Para el año 2002, el diseño de los sistemas de fluidos de perforación seguía un esquema

en el cual el primer intervalo era perforado utilizando un sistema de gel y agua fresca y el uso de

20

un agente viscosificante y soda cáustica para controlar la alcalinidad. Para el segundo intervalo,

se usaba un sistema disperso, básicamente formulado con un agente dispersante, agentes de

control de filtrado y un agente densificante (barita). También se usaba soda cáustica para

controlar la alcalinidad y un agente adelgazante. Esta formulación tenía el objetivo de proveer un

sistema de fácil formulación que permitiera alcanzar altas tasas de penetración y minimizar los

problemas de embolamiento de mechas y ensamblajes de fondo. Para el tercer intervalo, el de las

arenas productoras, se utilizaba un sistema en base a polímeros con el objetivo de minimizar el

daño a la formación y controlar la pérdida de fluidos. Este fluido se diseñaba con un agente

viscosificante, un agente de control de filtrado, KCl para controlar la inhibición de arcillas y un

producto en base a carbonato de calcio para densificar el sistema.

Durante el desarrollo de este trabajo se llevaron a cabo pruebas de laboratorio que

simulaban el comportamiento del yacimiento, para de esta manera se optimizaran los sistemas de

fluidos garantizando valores de retorno de permeabilidad una vez se perforaran y completaran los

pozos en cuestión.

El aporte de esta investigación reside en las técnicas y prácticas operacionales

establecidas para mejorar el rendimiento de los sistemas de fluidos base agua utilizada en la

perforación y completación de pozos en Campo Boscan así como también en la aplicación de

aditivos para reducir los problemas asociados con arcillas reactivas.

2.1.2. Evaluación Y Selección De Fluidos De Perforación En El Área La Palma Del Campo

Rosario

Este Trabajo Especial de Grado fue presentado en la Escuela de Petróleo de la Facultad de

Ingeniería en La Universidad del Zulia en Septiembre del 2005 por Jorge Hernández. El mismo,

presenta diseños de fluidos de perforación base agua, con menos de 2.500 ppm de cloruros para

ser utilizados en el área La Palma del campo Rosario; estos son capaces de perforar reduciendo

los problemas de estabilidad e hidratación de las capas de lutitas existentes en el área, principal

problema que se confronta al momento de perforar en la zona. El diseño de los fluidos de prueba

se realizó en base a la experiencia que tiene en el área tanto la compañía de servicio como la

operadora, además de la información que se tiene sobre la composición mineralógica de las

formaciones a perforar. Los fluidos diseñados fueron sometidos a las pruebas de reología a

condiciones ambientales y de fondo, pruebas de succión capilar, de erosión, de adherencia de

21

Figura 1. Campo Boscán

arcilla, de hinchamiento lineal, entre otras. En base a los resultados que estas arrojaron, se

seleccionaron las concentraciones de inhibidores y encapsuladores que debe poseer el fluido, se

diseñaron tres fluidos más con diversas concentraciones de carbonatos de calcio de variados

tamaños de partículas, a dichos diseños se le realizaron pruebas de taponamiento de partículas y

de diámetros de partículas para seleccionar cuál proporciona un mejor sello a la formación.

Seleccionado el fluido idóneo para ser utilizado en el área, se realizó la prueba de retorno de

permeabilidad con la cual se logró cuantificar el daño que ocasiona el mismo a la formación.

El aporte de investigación se presenta en el diseño establecido en los sistemas base agua

para controlar los problemas asociados al hinchamiento de las arcillas reactivas.

2.2. Reseña Histórica Campo Boscán.

Campo Boscán se encuentra localizado 40 kilómetros al sur oeste de Maracaibo, en el

oeste de Venezuela. El mismo fue descubierto por la Richmond Exploration Company en 1945

con el pozo 7-F-1, perforado hasta una profundidad de 9598 pies y con una producción inicial de

700 BPD. Desde su descubrimiento, más de 800 pozos se han perforado, en un área limitada de

600 Km2.

Las reservas iniciales se estiman en el orden de 27 billones de barriles. La producción

actual se encuentra en el orden de los 100.000 BPD, con un crudo de 10-12 °API y con una

viscosidad de 100 – 400 cps a condiciones de yacimiento.

22

Los métodos de producción actuales del campo contemplan completaciones de bombeo

electrosumergible, bombeo por cavidad progresiva y bombeo mecánico.

En la actualidad se perforan pozos tanto verticales como horizontales, con completaciones

a hueco abierto con rejillas de 6 5-8” y 7”, así como también rejillas de 5 ½” y trabajos de

empaque con grava para control de arena.

Los sedimentos más antiguos con importancia comercial fueron identificados

originalmente en el miembro de Concepción Superior (Formación Misoa, Eoceno Medio e

Inferior). En el pasado, se consideraba que el yacimiento estaba constituido por las arenas de la

parte baja de la sección del Oligoceno (Icotea Basal), que se encuentra sobre la discordancia de

Boscán, y por las arenas de la parte alta de la sección del Eoceno (Miembro Boscán). Mas tarde,

modelos petrofísicos demostraron que estas no eran arenas productoras.

Correlaciones mas recientes indican que la porción de la sección del Oligoceno (Icotea

Basal), debía ser incluida en la sección del Eoceno (Boscán Superior). De acuerdo con esto, el

yacimiento solo esta constituido por las arenas de la parte superior de la sección del Eoceno

(Miembro Boscán, Formación Misoa).

Para alcanzar los objetivos de los pozos (Formación Boscán), se debe penetrar la

secuencia estratigráfica de Boscán Superior, compuesta por arenas depositadas durante el

Eoceno, antes del levantamiento y el evento erosivo del Eoceno Superior y el Oligoceno Inferior.

Este intervalo se encuentra determinado por arenas de gran espesor, pobremente consolidadas,

porosas, de granos medio a fino, con una impregnación alta de petróleo. En la mayoría de los

pozos, Boscán Superior está compuesta por dos o tres paquetes de arenas bien desarrolladas, con

espesor estimado de 250 pies.

23

Figura 2. Columna Estratigráfica de Boscán

Arenas de Boscán

24

2.3. Fundamentos teóricos.

2.3.1. Fluidos de perforación.

Los fluidos de perforación son mezclas constituidas por dos componentes, uno líquido y

otro sólido en donde el líquido es la fase continua y el sólido es la fase dispersa. Pueden ser aire o

gas, agua, aceite y combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de sólidos. No deben

ser tóxicos, corrosivos, ni inflamables pero si inertes a las contaminaciones de sales solubles o

minerales y estables a las altas temperaturas.

Un fluido de perforación que es fundamentalmente líquido se denomina lodo de

perforación o simplemente lodo. La parte líquida de un lodo es, normalmente agua, aceite, o una

mezcla estable de ambos. Un lodo de base aceite se caracteriza por que su parte líquida continua

es aceite. Si la porción líquida continua es el agua, se trata de una emulsión de aceite en agua y en

ese caso el lodo es de base agua.

El fluido de perforación debe cumplir con ciertas características físicas y químicas, para

remover los recortes de la formación del recinto del hoyo a través de la circulación. Además,

debe tener ciertos requerimientos de eficiencia y seguridad durante este proceso y debe mantener

sus propiedades según las exigencias de las operaciones así como ser inmune al desarrollo de

bacteria.

La formulación del lodo se realiza en base a un análisis de las formaciones que se piensan

atravesar y la experiencia de los pozos vecinos (atascamiento y arrastre de tuberías, litología,

costos y consideraciones ambientales, etc.).

Al correr de los años, la experiencia y la investigación básica aplicada han contribuido a

que las funciones y calidad del fluido de perforación puedan ajustarse a las características de las

rocas que desmenuza la mecha. Las funciones del fluido de perforación son varias y todas son

muy importantes. Cada una de estas por si mismo y en combinación, son necesarias para lograr el

avance eficiente de la mecha y la buena condición del hoyo [2].

25

2.3.2. Funciones de los fluidos de perforación.

El fluido de perforación cumple una serie de funciones que son muy importantes durante

la perforación del hoyo. Cada una de dichas funciones y la combinación de estas hacen posible

que las operaciones de perforación sean rápidas, seguras y garanticen la buena condición y

estabilidad del hoyo.

Entre estas funciones tenemos [2,3]:

Enfriamiento y Lubricación de la Mecha y la Sarta de Perforación: A medida de que

se profundiza el hoyo y la sarta de perforación rota contra las paredes del hoyo, la

temperatura en el fondo aumenta, generando un calor que será absorbido por el lodo,

ya que este debe poseer suficiente capacidad calorífica y conductividad térmica para

permitir que el calor del fondo del pozo se recoja y transporte hasta la superficie y se

disipe en la atmósfera, refrescando de esta manera la mecha. El fluido de perforación

también ejerce un efecto lubricante para la mecha, sarta y para el revestimiento

durante el proceso de perforación. Ciertas partículas contenidas en el lodo de

perforación no pueden tal vez considerarse propiamente como lubricantes; sin

embargo, la facilidad con la que se deslizan una al lado de la otra y su deposición

sobre las paredes del pozo disminuye la fricción y la abrasión (ayuda a mantener la

rotación de los elementos cortantes de la mecha). A veces se añaden materiales

especiales al lodo para mejorar sus propiedades lubricantes. Entre los posibles

beneficios se cuenta una vida mas prolongada de la mecha, una torsión y arrastre

disminuido, una menor presión de bombeo y menor desgaste por fricción en la sarta y

en el revestimiento.

Transporte de los recortes o recortes de perforación y los derrumbes del fondo del

hoyo hacia la superficie: Los recortes y derrumbes son más pesados que el lodo, por lo

tanto, al mismo tiempo que el flujo del lodo en el anular los empuja hacia arriba, están

sometidos a la fuerza de gravedad, que tiende a hacerlos caer hacia el fondo del pozo.

La velocidad con que esas partículas caen a través del lodo depende principalmente de

la densidad y la viscosidad del fluido, y del tamaño, forma y densidad de las

partículas. Sin embargo, el factor más importante es la velocidad de circulación o

26

velocidad anular, la cual dependen del caudal circulante o régimen de bombeo y de la

capacidad anular.

Dado que el fluido en el espacio anular circula hacia arriba (ver figura 3), la velocidad

a la que las partículas se elevan es la diferencia entre la velocidad anular y la

velocidad de caída de los recortes y derrumbes.

Si el pozo no se limpia en forma apropiada, el material sólido se acumulará en el

espacio anular causando un aumento en la torsión, el arrastre y en la presión

hidrostática. Falla de la tubería, una tubería aprisionada, una velocidad reducida de

penetración y la pérdida de circulación son consecuencias posibles de esa situación.

Sostén a las paredes del hoyo: A medida que la mecha penetra en una formación

subterránea, se suprime parte del apoyo lateral que ofrecen las paredes del hoyo. A

menos que ese sostén se reemplace por el lodo de perforación hasta que el

revestimiento haya sido colocado, la formación caerá en el interior del pozo

(derrumbe de pozo). Los mecanismos que evitan que eso ocurra dependen de la

naturaleza de la formación. Si la formación es muy firme (caliza consolidada), se

necesita poco sostén por parte del lodo. Si la formación es moderadamente firme y

Figura 3. Transporte de los ripios hacia la superficie.

27

consolidada (lutitas), el peso del lodo puede ofrecer un apoyo suficiente. Si la

formación es débil y no consolidada (arena), el lodo debe ser suficientemente denso y

debe, además tener la capacidad de formar un revoque liso (capa delgada de partículas

sobre las paredes del pozo), delgado, flexible y lo más impermeable posible que

impida la filtración excesiva de la parte líquida del fluido hacia las formaciones.

Control de las presiones de las formaciones: El agua, el gas y el petróleo que se

encuentran en el subsuelo están bajo gran presión. Esta presión debe sobre

balancearse para evitar un flujo incontrolado de esos fluidos de formación en el

interior del pozo. El control se logra manteniendo una presión hidrostática suficiente

en el anular. La presión hidrostática es directamente proporcional a la densidad del

lodo y a la altura de la columna de lodo.

PH= 0.05200 x PROF.(ft) x PESO DEL LODO(lb/gal)

Mantenimiento en suspensión de los recortes y derrumbes, en el espacio anular,

cuando se detiene la circulación: Cuando el lodo no está circulando, la fuerza de

elevación por flujo ascendente se elimina. Los recortes y derrumbes caerán hacia el

fondo del pozo al menos que el lodo tenga la capacidad de formar una estructura de

tipo gel cuando no esté fluyendo; recuperando la fluidez, cuando se reinicie la

circulación.

Las propiedades tixotrópicas del fluido permiten mantener en suspensión las

partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación y el lodo debe, por supuesto,

recuperar su fluidez cuando se reinicie la circulación. Bajo condiciones estáticas, las

resistencias o fuerzas de gelificación, deben evitarse en fluidos pesados, la

precipitación del material densificante.

Soporte por flotación de parte del peso de la sarta de perforación y de la tubería de

revestimiento, durante su inserción en el hoyo: El peso de una sarta de perforación o

de una sarta de revestimiento puede exceder 200 ton; un peso tal puede causar una

28

gran tensión o esfuerzo sobre el equipo de superficie. Sin embargo, esas tuberías están

parcialmente sostenidas por el empuje ascendente del lodo (principio de Arquímedes),

de la misma manera que el empuje flotante del océano mantiene flotando a un buque

de acero. El peso de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento en el lodo,

es igual a su peso en el aire multiplicado por el factor de flotación. La presión

ascendente (sustentación hidráulica) depende de la presión ejercida por el fluido y de

la sección transversal sobre la que ésta presión se ejerce. A medida que aumenta el

peso del lodo disminuye el peso de la tubería.

Transmisión de la potencia hidráulica sobre la formación, por debajo de la mecha:

Durante la circulación, el lodo se expulsa a través de las boquillas de la mecha a gran

velocidad. Esta fuerza hidráulica hace que la superficie por debajo de la mecha esté

libre de recortes. Si no se remueven de allí los recortes, la mecha sigue retriturando

los viejos recortes, lo que reduce la velocidad de penetración. La remoción eficiente

de los recortes que se forman en la superficie de la mecha depende de las propiedades

físicas del lodo y de su velocidad al salir por las boquillas.

En situaciones especiales la fuerza hidráulica del lodo se emplea para hacer girar la

mecha. La mecha está conectada a un motor hidráulico en el pozo; el conjunto está a

su vez fijo al extremo inferior de la sarta. Este método se utiliza a menudo para lograr

una perforación direccional.

Figura 4. Transmisión de Energía Hidráulica.

29

Provisión de medio adecuado para llevar a cabo los registros eléctricos: La utilización

de esos perfiles requiere que el lodo sea buen conductor de la electricidad y que

presente propiedades eléctricas diferentes de las de los fluidos de la formación. Una

evaluación apropiada de la formación es difícil si la fase líquida del lodo penetra

profundamente en la formación o si el lodo ha erosionado el pozo física o

químicamente dañando las formaciones subterráneas.

Cobertura de la pared del hoyo con un revoque liso, delgado, flexible e impermeable:

El revoque es una capa delgada de partículas que se forma sobre las paredes del pozo,

que impide la filtración excesiva de la parte liquida del fluido hacia la formación. El

revoque que posee estas características ayuda a minimizar los problemas de derrumbe

y atascamiento de la tubería o su adhesión a la pared del hoyo. Este tipo de revoque se

logra incrementando la concentración y dispersión de los sólidos arcillosos

comerciales.

2.3.3. Factores a considerar durante la perforación de pozos.

Al efectuar la perforación del hoyo se deben tomar en cuenta ciertos factores que

ayudaran a minimizar los problemas que puedan presentarse durante las operaciones.

Para que los fluidos cumplan con las funciones antes mencionadas, deben minimizarse los

siguientes efectos colaterales [3]:

Daño a la formación subterránea, especialmente a las productivas.

Corrosión de la sarta y del revestimiento.

Reducción de la velocidad de penetración.

Problemas de presiones de succión, de pistón y de presión de circulación.

Pérdida de circulación.

Pega de la sarta contra las paredes del pozo.

Erosión de la superficie interna del pozo.

Retención de sólidos indeseables por el lodo en las piletas.

Desgaste de las partes de las bombas.

Contaminación con las lechadas de cemento.

Contaminación del ambiente natural.

30

2.3.3.1. Daño a formaciones Subterráneas: Casi cualquier fluido o lodo de perforación

alterará las características originales de la formación con la cual entra en

contacto, si bien algunas formaciones son más sensibles que otras; algunos

lodos causan más daño que otros. El daño a las formaciones subterráneas puede

aparecer en dos formas diferentes:

Reducción en la capacidad de una formación para producir hidrocarburos.

Reducción de la estabilidad de las paredes del pozo.

El daño a las formaciones productivas puede ser el resultado del taponamiento

físico por sólidos inertes o de una reacción química entre los componentes del

lodo y de la formación. Las paredes del pozo pueden hacerse inestables como

consecuencia de reacciones químicas (como en el caso de lutitas sensibles al

agua) o por efecto de la erosión física. Las formaciones particularmente

sensibles pueden requerir lodos especialmente tratados o aun lodos

específicamente diseñados.

2.3.3.2. Corrosión de la sarta y del revestimiento: El lodo puede determinar un

ambiente corrosivo para los tubulares de acero que se emplean debajo de la

superficie. Este efecto puede reducirse a un mínimo por medio de tratamientos

químicos adecuados del lodo a emplear o mediante la adición de una película

protectora (química o física) a la superficie del acero. Algunos lodos (aquellos

en los que predomina el petróleo) son no corrosivos. En casos especiales, el

lodo puede en la realidad proteger a los tubulares de acero de materiales

corrosivos que se encuentran en ubicación subterránea.

2.3.3.3. Reducción de la velocidad de penetración: Hay muchos factores que afectan la

velocidad de penetración, pero el más significativo se refiere a la diferencia

entre la presión hidrostática del lodo y la presión de formación. Se obtienen

velocidades menores de penetración si la densidad del fluido es mucho mayor

que el gradiente de presión de la formación. Una cantidad excesiva de sólidos y

31

una viscosidad excesiva son otros dos factores que disminuyen la velocidad de

penetración.

2.3.3.4. Presiones de succión, de pistón y presión de circulación: Los problemas de este

tipo pueden ser ocasionados por altas viscosidades, gran resistencia de gel o

exceso de sólidos. Estos problemas se agravan si el diámetro del pozo se reduce

por un revoque demasiado grueso, lo que determina un deficiente control de

pérdida de fluido. Presiones de succión excesivas aumentan el riesgo de una

surgencia y las posibilidades de un reventón. Una sobre presión o una presión

de circulación excesiva puede ser la causa de una pérdida de circulación. Un

lodo espeso con alta concentración de sólidos reduce la energía hidráulica

disponible a nivel de la mecha, y aumenta el desgaste de la bomba y, en casos

extremos, puede convertirse en imposible de bombear.

2.3.3.5. Pérdida de Circulación: La pérdida de circulación aumenta el costo del lodo, el

costo total del pozo y el peligro de un reventón. Se produce cada vez que la

presión ejercida por el lodo contra la formación excede la resistencia de la

formación. El empleo de lodos de alta densidad puede dar por resultado

presiones excesivas. La alta viscosidad y la gran resistencia de gel pueden

causar presiones demasiado elevadas en el interior del pozo durante la

circulación, al iniciar la circulación o mientras se está efectuando un viaje en el

pozo.

2.3.3.6. Pega de la sarta: El aprisionamiento de la sarta contra las paredes del pozo

puede ser la causa de costosas operaciones de pesca (métodos para recuperar

tuberías atascadas o aprisionadas-). El tipo más importante de pega relacionado

con el lodo ocurre cuando la sarta quede incrustada en un revoque grueso y la

presión hidrostática del fluido de perforación es mayor que la presión de

formación. El aprisionamiento de la sarta puede también tener como causa una

formación plástica (como sal o lutita plástica) que ha logrado penetrar en el

interior del pozo y capturar literalmente a la sarta. En este caso, la única

solución es muchas veces utilizar un fluido de alta densidad. Una acumulación

32

excesiva de derrumbe en el pozo es otra posible causa de que la sarta se

aprisione.

2.3.3.7. Erosión de las paredes del pozo: La erosión de las paredes del pozo por medios

físicos o químicos es causa de dificultades en la evaluación de los perfiles de

cable y puede dar por resultado el aprisionamiento de la tubería. La erosión

física puede reducirse a un mínimo mediante el bombeo del lodo en el anular a

una velocidad moderadamente baja. La erosión química depende de la reacción

química entre los componentes del lodo y los de la pared. La perforación de

una sección, constituida masivamente por sal, con un lodo de agua dulce, es un

ejemplo típico de una reacción química indeseable. Otro ejemplo es el caso de

perforar una lutita dificultosa con un fluido de perforación incompatible.

2.3.3.8. Retención de sólidos indeseables: La mayoría de los lodos desarrollan

suficiente estructura de gel como para suspender los recortes y

desprendimientos en el espacio anular cuando se detiene la circulación. Estos

sólidos de formación deben eliminarse del lodo antes de hacerlo recircular.

Desafortunadamente, las propiedades de gelificación del lodo dificultan esa

remoción. Algo de sedimentación ocurrirá en la pileta a causa de la gravedad,

pero esa sedimentación no es usualmente suficiente para mantener una

concentración razonablemente baja de sólidos. La eliminación química es

eficaz en unos pocos tipos de lodos, pero la mayoría de ellos requieren el

empleo de dispositivos mecánicos de control de sólidos.

2.3.3.9. Desgaste de las bombas: Los sólidos abrasivos en los lodos pueden causar

desgaste excesivo en partes de las bombas y de otro equipo que entra en

contacto con el lodo. El sólido más abrasivo es probablemente la arena que se

incorpora al lodo durante el proceso de perforación. Esta arena, o cualquier otro

sólido abrasivo, debe hacerse sedimentar en las piletas, o bien debe removerse

por medios mecánicos.

33

2.3.3.10. Contaminación de lechadas de cemento: Algunos lodos que tienen cualidades

óptimas para la perforación son incompatibles con las lechadas que se utilizan

para cementar el revestimiento. Trabajos deficientes de cementación pueden

fácilmente poner en peligro las operaciones de perforación y terminación. Los

lodos que son químicamente incompatibles con el cemento deben siempre

separarse de este por un fluido espaciador. Un deficiente control de las

propiedades reológicas, así como pérdida de fluido y lavado de las paredes

pueden causar también dificultades durante la cementación.

2.3.3.11. Contaminación del ambiente: Ciertos líquidos y sólidos, incluyendo algunos

aditivos químicos, presentan problemas ambientales en algunas regiones. A

veces es necesario usar sistemas especiales para reducir los efectos adversos

sobre las plantas o la vida marina de la zona. En otros casos se hace necesario

reemplazar algunos aditivos por otros menos económicos o menos efectivos.

Contaminación proveniente de fuentes externas: El lodo debe ser capaz de

resistir la contaminación proveniente de las formaciones penetradas, de los

líquidos y gases contenidos en las formaciones y de cualquier material

añadido al sistema durante las operaciones de rutina. El contaminante más

importante consiste probablemente en los sólidos de perforación,

especialmente si se trata de partículas de pequeño tamaño o si reaccionan

químicamente con los otros componentes del lodo. Otros factores serios de

contaminación pueden ser: cationes del agua de formación (sodio, calcio,

magnesio, etc.), materiales añadidos desde el exterior, como el cemento, y

altas concentraciones de ciertos gases (CO2, H2S, etc.) atrapados en la

formación. Cuando se produce contaminación se requieren usualmente

ciertos cambios en el tratamiento del lodo. Si la contaminación es muy

seria, el sistema debe cambiarse o llevar a cabo un desplazamiento por un

lodo que sea más tolerante.

Estabilidad a temperaturas y presiones elevadas: En algunos pozos el lodo

esta sometido a temperaturas superiores a 350°F (177°C) y a presiones por

34

encima de 15.000 psig. Muchas de las sustancias químicas que se emplean

en los lodos son susceptibles de experimentar degradación térmica,

mientras otras se hacen antieconómicas o imprácticas en sistemas altamente

densificados. El fracaso del lodo en mantener su estabilidad en las

condiciones de fondo de pozo puede ser considerablemente dañino para la

formación.

2.3.4. Propiedades de los fluidos de perforación.

Durante el transcurso de una operación de perforación es de vital importancia controlar

las propiedades del fluido de perforación dentro de los límites deseables y preestablecidos. Las

propiedades deben ser ajustadas de acuerdo al comportamiento de la perforación, para facilitar

que la operación sea rápida y segura. Estas propiedades pueden ser agrupadas como sigue:

Densidad del lodo o peso.

Viscosidad.

Propiedades Reológicas.

Perdida de Filtrado.

Contenido de sólidos.

2.3.4.1. Densidad de lodo [2,3]: La densidad es el peso por unidad de volumen.

Generalmente se le da el nombre “peso del fluido” y esta expresado en libras

por galón, libras por pie cúbico, peso específico, kilogramos por litros. Una de

las funciones, es la de mantener el gas, el petróleo y el agua, en el yacimiento

durante la perforación. Además, ejerce primordial importancia sobre la presión

hidrostática del lodo, lo cual permite tener un mejor control sobre las presiones

de las formaciones atravesadas en la perforación.

La presión ejercida por la columna de lodo debe ser proporcional a la presión

de las formaciones, para evitar en lo posible cualquier influjo de la formación

que pueda convertirse en una arremetida. El control del peso del fluido debe

estar en el limite de 0.1 a 0.2 libras por galón, con respecto a la formación.

35

La densidad del fluido depende del tipo de líquido usado y del material que se

le adicione. Unos de los fluidos más livianos es el aceite o (petróleo) que pesa

6.8 libras por galón.

El agua fresca pesa 8.33 libras por galón, algunos fluidos usados comúnmente

pueden llegar a pesar mas de 19.3 libras por galón.

La densidad máxima del lodo que se requiere en la perforación de un pozo, esta

determinada por el gradiente de presión. La presión de poro a una profundidad

dada, muy frecuentemente excede la presión ejercida por el peso de la tierra,

sobre la profundidad evaluada (presión de sobrecarga).

Para prevenir la entrada de fluidos desde la formación al hoyo, el lodo debe

proveer una presión mayor a la presión de poros encontrada en los estratos a

perforarse. Un exceso en la densidad del fluido puede ocasionar la fractura de

la formación con la consiguiente pérdida de fluido de control.

La capacidad de sostener y transportar los recortes en un lodo aumenta con la

densidad. La densidad del lodo se determina utilizando una balanza de lodo.

2.3.4.2. Viscosidad [2,3]: Es la resistencia que ofrece el fluido a fluir, es decir se refiere

al equivalente en estado dinámico de su función interna. Esta va a depender de

la concentración de los sólidos contenidos en el fluido así como también la

forma y tamaño de los mismos.

2.3.4.3. Reología [3]: Las propiedades de flujo de un lodo son en gran parte

consecuencia de la viscosidad o más fundamentalmente de la reología. La

viscosidad de un fluido es una medida de la resistencia interna al flujo. La

viscosidad se define como la relación tensión de corte – velocidad de corte para

un fluido determinado, estas son propiedades físicas abstractas que están

36

relacionadas con la deformación de la materia. La reología no es más que el

estudio de esta relación.

La reología de los fluidos de perforación permite determinar y controlar:

• Capacidad de limpieza del hoyo, o sea capacidad de arrastre.

• Propiedades de suspensión de sólidos.

• Caídas de presión producidas en la sarta y en el espacio anular.

• Presiones de surgencia.

• Tratamientos de lodos.

Los conceptos de velocidad de corte, tensión de corte, flujo laminar y flujo

turbulento son aplicable a todo flujo de fluido. Dentro del sistema de

circulación de un equipo de perforación, la velocidad (o tasa) de corte depende

de la velocidad promedio del lodo en la sección que está atravesando en ese

momento. Las velocidades de corte son muy altas en las boquillas de la mecha.

Son más bajas en la sarta, y todavía más bajas en el anular. Un cambio en la

velocidad de la bomba afectará las velocidades de corte en todo el sistema. Sin

embargo la tensión de corte encontrará una fuerza de resistencia mayor. Por

consiguiente, las tensiones de corte de la sarta son mayores que la del anular.

Viscosidad plástica: Es la contribución a la viscosidad del fluido bajo

condiciones dinámicas de flujo. La viscosidad plástica está generalmente

relacionada con el tamaño, forma y número de las partículas de un fluido en

movimiento.

El control de la viscosidad plástica en lodos de bajo y alto peso es

indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre

todo para lograr altas tasas de penetración. Este control se obtiene

por dilución o por mecanismos de control de sólidos [3].

37

Punto cedente: Se define como la resistencia a fluir causada por las fuerzas

de atracción electroquímicas entre las partículas sólidas. Estas fuerzas son

el resultado de las cargas negativas y positivas localizadas cerca de la

superficie de las partículas. El punto cedente, bajo condiciones de flujo

depende de:

a. La forma de los sólidos del lodo.

b. La concentración de los sólidos en el volumen de lodo.

c. La concentración y tipos de iones en la fase líquida del lodo.

Generalmente, el punto cedente alto es causado por los contaminantes

solubles como el calcio, carbonatos, etc., y por los sólidos arcillosos de

formación. Altos valores del punto cedente causan la floculación del lodo,

que debe controlarse con dispersantes [3].

Resistencia de geles: Entre las propiedades del lodo, una de las más

importantes es la gelatinización, que representa una medida de las

propiedades tixotrópicas de un fluido y denota la fuerza de floculación bajo

condiciones estáticas.

La fuerza de gelatinización, como su nombre lo indica, es una medida del

esfuerzo de ruptura o resistencia de la consistencia del gel formado,

después de un período de reposo. Es una medida de la fuerza necesaria para

empezar el movimiento desde condiciones estacionarias.

La tasa de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel.

Si esta se forma lentamente después que el lodo esta en reposo, se dice que

la tasa de gelatinización es baja y es alta en caso contrario. Un lodo que

presenta esta propiedad se denomina tixotrópico.

La resistencia a la gelatinización debe ser suficientemente baja para:

♦ Permitir que la arena y el ripio se depositen en el tanque de decantación.

38

♦ Permitir un buen funcionamiento de las bombas y una adecuada

velocidad de circulación.

♦ Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería y de pistón

cuando se introduce la misma en el hoyo.

♦ Permitir la separación del gas incorporado al lodo.

Sin embargo, este valor debe ser suficiente para permitir la suspensión de la

barita o la orimatita (densificantes) y los sólidos incorporados en los

siguientes casos:

♦ Cuando se esta añadiendo barita o orimatita.

♦ Al estar el lodo, estático.

Resistencia de gel @ 10 segundos: Resistencia inicial de gel de un fluido

medida como una lectura máxima (deflexión) tomada en un viscosímetro de

lectura directa después que el fluido ha estado quieto durante 10 seg. La

lectura se informa en términos de lb/100 Pie2.

Resistencia de gel @ 10 minutos: Es la resistencia de gel de un fluido al

cabo de 10 min, medida como la lectura máxima (deflexión) tomada en un

viscosímetro de lectura directa después que el fluido ha estado quieto por

10 min. La lectura se informa en términos de lb/100 Pie2.

Perdida de filtrado: La pérdida de fluido es una de las propiedades del lodo

con importancia fundamental en las operaciones de perforación o

completación. Los fluidos están formulados de manera tal que la presión

hidrostática, generada por éstos en el hoyo, sea semejante o mayor a la

presión de la formación. Esto ocasiona que el fluido de perforación se filtre

hacia las formaciones permeables, generándose, por la deposición de

partículas sólidas presentes en el fluido, un revoque en las paredes del pozo.

39

Básicamente hay dos tipos de filtración: la estática, que ocurre cuando el

fluido no esta en movimiento, y la dinámica, que ocurre cuando el lodo

fluye a lo largo de la superficie filtrante. Como es de esperarse, ambos tipos

ocurren durante la perforación de un pozo.

La invasión de filtrado en la formación es un fenómeno inevitable, y la

constitución de un revoque fino y de baja permeabilidad es necesaria para

reducir, subsecuentemente, las pérdidas de fluido, lo que ayuda a mantener

la estabilidad de las paredes del pozo y minimizar los daños a la formación.

La filtración de fluido hacia la formación depende de varios factores, como:

• La permeabilidad de la formación.

• La presión diferencial entre el lodo de perforación y la formación

permeable.

• Las características del revoque formado.

Durante el proceso de filtración estática, el revoque aumenta de espesor

con el tiempo y la velocidad de filtración disminuye por lo que el control

de este tipo de filtración consiste en prevenir la formación de un revoque

muy grueso. Por otro lado la filtración dinámica se diferencia de la anterior

en que el flujo de lodo a medida que pasa por la pared del pozo tiende a

raspar el revoque a la vez que el mismo se va formando, hasta que el grosor

se estabiliza con el tiempo y la velocidad de filtración se vuelve constante,

por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir una

pérdida excesiva de filtrado a la formación. Los factores más importantes

que afectan la filtración estática son:

a. La permeabilidad del revoque (1/32’’).

b. El área sobre lo cual se desarrolla la filtración.

c. La presión diferencial de filtración.

d. El espesor del revoque (1/32’’).

e. La viscosidad del filtrado.

f. El tiempo de filtración.

40

Contenido de sólidos: Es una medida de la proporción de sólidos presentes

en un fluido, en relación con el volumen total (sólido + líquido).

Normalmente, se expresa en porcentaje, en mg/lts ó en ppm. Los sólidos

que no son solubles en agua o ácidos se consideran indeseables, ya que su

intrusión en la formación productora reduce considerablemente la

permeabilidad original y en algunos casos, pueden ocasionar daños

irreversibles.

En un fluido de perforación existen sólidos deseables como la arcilla y la

barita, y sólidos indeseables como recortes y arena, los cuales hay que

eliminar del sistema.

Para controlar en un mínimo los sólidos perforados se utilizan varios

métodos, ya que es de suma importancia mantener el porcentaje de sólidos

en los fluidos de perforación en los rangos correspondientes al peso del

lodo en cuestión.

Los sólidos constituyen uno de los mayores problemas que presentan los

fluidos de perforación. La acumulación de sólidos de perforación en el

sistema causa la mayor parte de los gastos de mantenimiento del lodo. Un

programa adecuado de control de sólidos ayuda enormemente a mantener

un fluido de perforación en óptimas condiciones, de manera que sea posible

obtener velocidades de penetración adecuadas con un mínimo de deterioro

para las bombas y demás equipos encargados de circular el lodo.

Algunos efectos de un aumento de los sólidos de perforación son:

♦ Incremento del peso del lodo.

♦ Alteraciones de las propiedades reológicas, aumento en el filtrado y

formación de un revoque deficiente.

♦ Posibles problemas de atascamiento diferencial.

♦ Reducción de la vida útil de la mecha y un aumento en el desgaste de la

bomba de lodo.

41

♦ Mayor pérdida de presión debido a la fricción.

♦ Aumento de la presiones de pistoneo.

Aunque es imposible remover todos los sólidos perforados, con el equipo y

las prácticas adecuadas, es posible controlar el tipo y la cantidad de los

mismos en un nivel que permita una perforación eficiente.

Los sólidos de perforación se pueden controlar utilizando los siguientes

métodos:

a. Dilución.

b. Asentamiento.

c. Equipos mecánicos de control de sólidos.

2.3.5. Tipos de fluidos.

2.3.5.1. Fluidos Newtonianos. Son aquellos fluidos donde la tensión de corte es

proporcional a la velocidad de corte. El agua, el gas-oil y la glicerina, son un

ejemplo de esto.

La viscosidad de un fluido se define como la tensión de corte dividida por la

velocidad de corte. Así, la viscosidad del fluido descrito en la ecuación

anterior es m. La viscosidad de un fluido newtoniano es constante.

Figura 5. Tensión de Corte vs. Velocidad de Corte en Fluidos Newtonianos

mTensión de Corte

Velocidad de Corte

42

2.3.5.2. Fluidos no Newtonianos. Los lodos no son fluidos newtonianos, por el

contrario, son fluidos complejos que presentan una amplia variedad de

relaciones tensión de corte – velocidad de corte. La gráfica de la relación

tensión de corte – velocidad de corte para un fluido dado recibe el nombre de

reograma. La gráfica a continuación es un reograma de un lodo típico

graficado en coordenadas rectangulares.

Podemos observar dos cosas que lo diferencian de un fluido newtoniano.

Primero, la relación está dada por una curva y no por una línea recta. Segundo,

el fluido exhibe una tensión de cedencia, es decir que, para que el fluido

empiece a fluir, se debe vencer un cierto grado de resistencia interna.

Figura 6. Viscosidad vs. Velocidad de corte en Flujos Newtonianos.

mViscosidad

Velocidad de corte

Velocidad de Corte

Tensión de Corte

Figura 7. Tensión de Corte vs. Velocidad de Corte para un fluido de Perforación.

43

A una determinada velocidad de corte, el fluido tiene una viscosidad que se

denomina viscosidad aparente a cierta velocidad de corte. Es evidente que la

viscosidad aparente de un fluido no – newtoniano depende de la velocidad de

corte a la que ha sido determinada. Esta es la viscosidad que el fluido

aparentaría tener si lo hubiéramos confundido con un fluido newtoniano y

hubiéramos intentado calcular su viscosidad por medio de la determinación de

su tensión de corte a esa velocidad de corte [3].

2.3.6. Clasificación de los fluidos de perforación.

Estos se clasifican dependiendo de las formaciones que se van a atravesar en el momento

de la perforación y por lo general se preparan a base de agua, de aceite (derivados del petróleo) o

emulsiones. En su composición interactúan tres partes principales: la parte líquida, ideal para

perforar zonas de bajas presiones; la parte sólida, compuesta por material soluble que le imprime

las características tixotrópicas y por material insoluble de alta densidad que le imparte peso; y

materias químicas adicionales, que se añaden directamente o en soluciones, para controlar las

características deseadas.

La selección del fluido de perforación optimo para un pozo en particular se basa en

algunos factores, tales como las características y composición de las formaciones que han de

perforarse, temperaturas y presiones de la formación, antecedentes sobre problemas presentados

Velocidad de Corte

Viscosidad

Figura 8. Viscosidad vs. Velocidad de Corte para un fluido de Perforación.

44

durante la perforación, y el conocimiento a fondo el origen y calidad de los fluidos y materiales

usados para elaborar el fluido de perforación. La figura 9 muestra un esquema de clasificación,

también se puede utilizar el criterio basado en la fase continua del fluido, y los componentes

usados para su elaboración y mantenimiento, de esta manera, se pueden agrupar en tres

categorías: base agua, base aceite y aire, gas o espuma [3].

2.3.6.1. Lodos base agua. Son los lodos más comunes. El agua es uno de los mejores

líquidos básicos para perforar, por su abundancia y bajo costo. Sin embargo, el

agua debe ser de buena calidad ya que las sales disueltas que pueda tener, como

calcio, magnesio, cloruros, tienden a disminuir las buenas propiedades

requeridas. Por esto es aconsejable disponer de un análisis químico de las aguas

que se escojan para preparar el fluido de perforación. Además el agua

constituye el medio de suspensión para los sólidos y es la fase continua, haya o

no aceite en el fluido [3].

En una emulsión el líquido suspendido es la fase interna y el líquido dentro del

cual esa fase interna está suspendida es la fase externa o fase continua. En una

Verdaderos Inversos

BaseAceite

Orgánicos Inorgánicos

LigeramenteTratados

Nativos

NoInhibitorios

SólidosMínimos

Ca++ Na+ K+ NH4+

InhibiciónIónica

Encapsulación

Inhibitorios

BaseAgua

Aire Gas Niebla oEspuma

Neumáticos

Fluidos dePerforación

Figura 9. Clasificación de los fluidos de Perforación [3].

45

emulsión aceite en agua o simplemente en un lodo base agua, la fase continua

es el agua. La fase continua de un lodo es siempre líquida [2].

De acuerdo al efecto del lodo sobre los sólidos perforados y sobre las arcillas

de formación, podemos clasificar los lodos en dispersos y no dispersos; y estos

a su vez pueden o no estar inhibidos. En un lodo no disperso, no se utilizan

adelgazantes y las arcillas comerciales agregadas y/o incorporadas van a

encontrar su propia condición de equilibrio en el sistema de su forma natural.

El término no inhibido se refiere a la ausencia de iones de potasio, calcio o

sodio que permiten inhibir las arcillas de formación. En cambio, un lodo tiene

propiedades inhibitorias cuando contienen cationes, o agentes encapsulantes, o

ambos, en cantidades suficientes. Por eso los lodos inhibitorios de base acuosa

reducen o inhiben la interacción entre el lodo y las arcillas de formación [2].

Los lodos de bajo contenido de sólidos se utilizan, generalmente, en zonas

productoras de hidrocarburos para tratar de minimizar los daños a la formación.

Con este tipo de lodo se obtienen altas tasas de penetración. Estos sistemas no

dispersos tienden a atrapar aire con más frecuencia que los lodos dispersos, por

tener mayor punto de cedencia.

2.3.6.2. Lodos base aceite. Termino que se aplica a un tipo especial de lodo en el cual el

aceite constituye la fase continua. En ocasiones se ha utilizado crudo liviano

pero la gran mayoría de las veces se emplea Diesel u otro tipo de destilado

pesado(aceite mineral) al cual hay que agregarle asfalto para impartirle

consistencia y poder mantener en suspensión el material pesante y controlar

otras características.

Generalmente, este tipo de fluido contiene un pequeño porcentaje de agua que

forma parte de la emulsión.

Una emulsión es una mezcla en la que un líquido está suspendido dentro de

otro, en forma de glóbulos muy pequeños. El líquido suspendido (en

suspensión) es la fase interna de la emulsión; el líquido dentro del cual esa fase

46

interna está suspendida recibe el nombre de fase externa o fase continua. Un

lodo de base aceite se caracteriza porque su parte líquida continua es aceite o,

más frecuentemente, una emulsión de agua en aceite (llamada una emulsión

inversa) [3].

Los fluidos base aceite ofrecen una estabilidad mejorada del hoyo comparado

con los fluidos base agua. Como los sistemas base aceite evitan la interacción

entre el fluido de perforación y la formación, los problemas que son comunes y

frecuentes en los fluidos base agua se evita completamente. Son tolerantes a la

mayoría de los contaminantes, con excepción del agua. Ofrecen una lubricidad

más elevada y efectiva, reduciendo de una manera considerable los problemas

ocasionados por torque elevado y arrastre durante los viajes de tubería. Cabe

destacar que el uso de estos fluidos requiere de un manejo cuidadoso, tanto por

el costo, como por el aseo del taladro, el mantenimiento de sus propiedades

físicas y el peligro de incendio, además son altos contaminantes ambientales.

2.3.7. Fases de los fluidos de perforación.

Un fluido de perforación normalmente consiste de un líquido en cual se encuentran

suspendidos sólidos, y algunas veces otros líquidos y gases. El líquido suspensor se llama fase

continua del lodo, las partículas sólidas o glóbulos líquidos en él suspendidos forman la fase

discontinua del lodo.

ACEITE

AGUA

Figura 10. Emulsión aceite en agua [3].

47

Existen importantes razones, que obligan a distinguir ambas fases, por ejemplo, la

principal fuente de viscosidad en un fluido de perforación es la fase discontinua, un

incrementando en la concentración de la fase continua tiende a adelgazar ese lodo. El filtrado

proviene mayormente de la fase continua, mientras que el revoque se forma a partir de la fase

discontinua del lodo [2].

2.3.7.1. Fase continua. Como mencionamos anteriormente, la fase continua de lodos de

base agua es el agua, así mismo las sales disueltas en el agua, tales como, sodio

y calcio, son también parte de la fase continua. Las altas concentraciones de

iones calcio, sodio y potasio inhiben la hidratación de las arcillas añadidas al

lodo. Algunos de los ingredientes de los lodos son sólidos en su forma seca,

pero se disuelven cuando están en el lodo, para entrar a formar parte de la fase

continua. La sal común es un ejemplo.

La fase continua de un lodo base aceite, es el aceite [3].

2.3.7.2. Fase discontinua. La fase discontinua esta constituida por las partículas sólidas

y/o gotas de fluido suspendido en la fase continua, o fase liquida. Las gotas de

aceite en lodos base agua espesan el lodo y reducen su densidad. El aceite

puede entrar al lodo desde las formaciones perforadas, o este puede añadirse

como lubricante o reductor de filtrado [3].

2.3.8. Lutitas.

Las lutitas son rocas sedimentarias de grano fino formadas por la consolidación de arcilla,

limo o lodo, fuertemente compactadas y parcialmente deshidratadas que se caracterizan por

poseer una estructura laminar. Las lutitas están constituidas principalmente por minerales de

arcilla, en una proporción que puede variar entre 15% y 100%, minerales accesorios, como el

cuarzo, los carbonatos y los feldespatos. De esto se deduce que las lutitas cubren un amplio rango

de composiciones y pueden tener propiedades mecánicas, petrofísicas y fisicoquímicas muy

diferentes, dependiendo de dicha composición [4].

48

Las lutitas se hidratan con facilidad, lo cual afecta severamente las propiedades de la roca,

haciéndola susceptibles a procesos de hinchamiento, erosión y dispersión.

La estabilidad mecánica de las lutitas va a depender de su evolución diagénetica, lo que las hace:

• Reactiva.

• Subcompactadas.

• Compactadas.

• Sobrecompactadas.

En 1979, Walker clasificó a las lutitas en cuatro grandes grupos, de acuerdo con su

comportamiento durante la perforación [4,6]:

• Lutitas dispersables: estas arcillas se hidratan y se dispersan (desintegración de las

arcillas debido al contacto con el agua) en presencia de fluidos de perforación base

agua, incrementando el peso y modificando las propiedades reológicas del fluido, y

creando cavernas profundas en el pozo [4].

• Lutitas hinchables: cuando la lutita esta expuesta a un fluido de base agua sin una

química que permita el taponamiento de los poros, el filtrado interactúa directamente

con la lutita (adsorción de agua). Los resultados son hidratación y un aumento de la

presión de poro [6].

Son arcillas hidratadas y débilmente consolidadas que disminuyen el diámetro del

hoyo, y se adhieren a la mecha y/o a la sarta, lo que puede conducir al atascamiento de

la sarta [4].

• Lutitas desprendibles: son lutitas moderadamente hidratables, que presentan un

comportamiento dúctil. Los fragmentos se desprenden fácilmente del hoyo, pero no se

hinchan ni se dispersan, y permanecen intactos hasta llegar a la superficie. Su

acumulación en algunas secciones puede producir altos torques y arrastres [4].

• Lutitas frágiles: el comportamiento frágil de estas lutitas produce un

desmoronamiento progresivo de las paredes del pozo, que aunque no es inmediato,

puede generar grandes cavernas a largo plazo [4,6].

49

2.3.9. Arcillas.

Las arcillas son materiales plásticos, de grano fino, que ocurren naturalmente en el suelo.

Desde el punto de vista granulométrico, las arcillas se definen como sólidos coloidales, cuyo

tamaño es menor a los 2 μm. Sin embargo, esta definición no es del todo correcta desde el punto

de vista mineralógico: los minerales de arcilla pueden poseer partículas mayores a 2 μm, así

como también otros minerales de tamaño menor a 2 μm pueden estar presentes junto con la

arcilla, como el cuarzo u óxidos de titanio o hierro [4].

En su estructura, en forma de plaquetas, se encuentran comúnmente átomos de silicio, de

aluminio, de magnesio, de hidrogeno y de oxigeno. La diferente disposición de estos átomos en

las moléculas y la presencia de pequeñas cantidades de sodio, calcio u otros cationes explican la

amplia variedad de arcillas conocidas. Algunas arcillas, en particular las montmorilonitas, atraen

y retienen moléculas de agua. Estas arcillas se llaman hidrofílicas. Las arcillas que no atraen el

agua se llaman hidrofóbicas [3].

Los minerales de arcilla forman parte del grupo de los filosilicatos, que se caracterizan

por poseer láminas alternadas de tetraedros y octaedros. La estructura de la arcilla se basa en

planos de oxígeno y/o grupos hidroxilo, arreglados para formar láminas, que son tetraédricas si

los cationes internos son silicio, u octaédricas, si los cationes internos son aluminio, hierro o

magnesio [4].

a) b)

Las láminas de arcilla se arreglan de tal manera de formar capas constituidas por

combinaciones de una lámina tetraédrica y una octaédrica (estructura 1:1) o bien una tetraédrica,

Al3+

OH-

OH-

OH- OH-

O2-

O2-

O2-

O2-

Si4+

Figura 11. Ejemplo de cristales: a) tetraédrico; b) octaédrico.

50

una octaédrica y nuevamente una tetraédrica. El catión silicio presente en las láminas tetraédricas

puede reemplazarse por otro tipo de cationes de menor valencia, en un proceso conocido como

sustitución isomórfica. Igualmente, este fenómeno puede ocurrir con el catión aluminio de las

láminas octaédricas. La situación más frecuente consiste en la sustitución parcial del catión

silicio, Si4+ (presente en las láminas tetraédricas), y del catión aluminio, Al3+ (presente en las

láminas octaédricas), por cationes de similar tamaño y coordinación, pero de menor valencia.

Este proceso genera estructuras con una carga neta negativa permanente [4].

Esta deficiencia de carga positiva se encuentra balanceada por la absorción de cationes

externos del medio, que pueden o no ser intercambiables. La cantidad y localización de los

cationes intercambiables determinan las características de hinchamiento de la arcilla en agua. La

capa y el espacio entre capa forman lo que se conoce como la unidad estructural. Esta unidad

estructural, o celda unitaria, posee unas dimensiones determinadas para cada tipo de arcilla. La

longitud más característica es la distancia basal, que se puede obtener a partir de difracción de

rayos X. Durante el hinchamiento, el espacio entre capas aumenta a medida que entra el agua, lo

que se refleja en un incremento en la distancia basal [4].

CAOLINITA

0,71 nm

enlaces de van der Waals

PIROFILITA

0,9 nm

ESMECTITA

1,4nm

ILITA

1 nm

CLORITA

0,71 nm

Sustitución de Si 4 por Al 3

OxígenoSilicioHidroxiloAluminioAguaCatión intercambiable (sodio, potasio, calcio, etc)Potasio

Sustitución de Si 4 por Al 3

Figura 12. Estructura de algunas arcillas [4].

51

La sustitución de los cationes Si4+ en la capa tetraédrica por Al3+ crea una carga negativa,

que se compensa con la adsorción de cationes (Na+, Mg2+) y agua entre las capas. Este nuevo tipo

de estructura es característico de las esmectitas, entre las cuales se destacan las montmorilonitas.

La elevada área superficial de las esmectitas (entre 700 y 800 m2/g), permite la intercalación de

un gran número y variedad de cationes intercambiables, lo que se refleja en una elevada

capacidad de intercambio catiónico, característica de esta familia de arcillas. Esta alta capacidad

de intercambio catiónico es la responsable de la elevada capacidad de adsorción de agua

(hinchamiento) de las esmectitas al entrar en contacto con un medio acuoso [4].

El hinchamiento de las esmectitas depende de la naturaleza de los cationes intercambiables,

de la localización y cantidad de las sustituciones isomórficas, y del tamaño de partícula de la

esmectita [4].

2.3.10. Fenómeno de Hinchamiento-Dispersión.

Como hinchamiento se conoce el proceso mediante el cual la arcilla permite la entrada del

agua hacia el espacio entre sus capas, produciéndose la separación progresiva de éstas

(hidratación o adsorción de agua).

Se pueden apreciar dos tipos de hinchamiento:

• Cristalino.

• Osmótico.

El hinchamiento cristalino, resulta de la adsorción de capas monomoleculares de agua

sobre la superficie de las capas de arcilla, preservándose la estructura del cristal. El hinchamiento

cristalino está limitado a un máximo de 3 a 4 capas de agua, por lo cual no se observa un

aumento apreciable de volumen [4,6].

Cuando la concentración de iones entre las capas es mayor que la presente en la solución

(la concentración de cationes de sodio es mayor que en la solución), se genera un gradiente de

concentración, el cual induce por efecto osmótico la entrada de una mayor cantidad de moléculas

de agua, incrementando su espacio basal y permitiendo el desarrollo de la doble capa eléctrica

52

entre las capas de la arcilla. Este fenómeno se conoce como hinchamiento osmótico y ocasiona

un crecimiento mayor del volumen de la suspensión que el hinchamiento cristalino [4,6]

En el caso de la montmorillonita, la arcilla contiene cationes monovalentes como Li+ y

Na+, los cuales son capaces de adsorber mayor cantidad de moléculas de agua, por su radio de

hidratación o solvatación. Esta etapa del hinchamiento se caracteriza por la formación de una

doble capa eléctrica difusa entre las capas, la cual se debe a que los iones son atraídos

electrostáticamente a la superficie y simultáneamente tienden a difundirse hacia la solución. La

interacción de las capas genera una fuerza osmótica repulsiva que se opone a las fuerzas de Van

der Waals y las fuerzas friccionales de la asociación cara-arista de las capas [4].

Cuando la suspensión de arcilla se somete a agitación, el sistema pasa a una etapa, que se

caracteriza por la separación completa de las capas, sólo limitada por la cantidad de agua en el

sistema. El término usado para describir este fenómeno es dispersión (desintegración del cuerpo

de las lutitas). Generalmente, el término dispersión se usa para describir la separación completa

de partículas en una suspensión, usualmente producida por medios mecánicos [4].

Figura 13. Efecto de la doble capa eléctrica [4].

53

2.3.11. Estabilidad de arcillas.

De los muchos tipos de rocas que se encuentran en el curso de la perforación, la más

susceptible a la inestabilidad es la lutita. Las lutitas son rocas que contienen arcillas y que se

forman por la compactación de los sedimentos que van quedando poco a poco enterrados por la

acumulación progresiva de más sedimentos con el pasar del tiempo geológico. A medida que

ocurre la compactación, se exprime el agua y sale de la lutita. El grado de compactación es

proporcional a la profundidad de enterramiento de estos materiales, siempre y cuando el agua no

encuentre obstáculos para salir de la lutita. Los problemas que ocasionan las lutitas son un

resultado directo de la manera como la lutita reacciona con el agua del fluido de perforación

[5,6].

Puede ser difícil mantener la estabilidad del hoyo mientras se perforan secciones de

lutitas. El control adecuado de las propiedades de lodo, combinado con buenas prácticas de

perforación, es esencial para afrontar los problemas de lutitas.

Los problemas de estabilidad de lutitas se han descrito de diferentes formas: lutitas

hinchables, lutitas dispersables, lutitas derrumbables (dúctiles), lutitas frágiles (quebradizas), etc.

[8].

Los problemas o efectos dañinos que pueden ocurrir como resultado de la inestabilidad de

lutitas son [4, 5, 6,8]:

Inestabilidad del pozo.

Ensanchamiento de las paredes del hoyo.(estrechamiento del hoyo)

Dispersión o desintegración de los recortes o recortes.

Limpieza inefectiva del hoyo.

Atascamiento o pega de tuberías.

Aumento del torque y del arrastre.

Derrumbes de las paredes del hoyo.

Embolamiento de la mecha (menor tasa de penetración).

Mayor volumen de lodo y costos de tratamiento excesivos.

Dificultad para correr los registros.

Mala calidad de la cementación y mayores requerimientos de cemento.

54

Hasta ahora, la única manera efectiva de perforar esas formaciones, ha sido a través de

los fluidos base aceite, los cuales presentan un buen desempeño en la mayoría de los casos, pero

se encuentran seriamente restringidos a nivel mundial, debido a alto impacto que producen a

nivel ambiental y a sus costos exagerados. Por tanto, los lodos base agua representan una

alternativa viable con respecto a los problemas ambientales y de costos; sin embargo, muestran

un bajo desempeño comparado con los fluidos base aceite, cuando se perforan lutitas: baja tasa de

penetración, embolamiento de la mecha, baja lubricidad e inestabilidad térmica [15].

Los problemas de inestabilidad de las lutitas, sin embargo, son mucho más complejos y

difíciles de resolver que a través de la aplicación de fluidos base aceite, puesto que éstos pueden

inducirse tanto por esfuerzos in-situ relativamente altos como por interacciones fluido-lutita, o

una combinación de ambos [15].

Van Oort propone subdividir los fenómenos ocasionados por la inestabilidad de las lutitas

en tres categorías [15]:

Desintegración de los recortes. En este proceso, los recortes pierden su integridad

mecánica debido a dos razones. En primer lugar, debido a un mal diseño de la

hidráulica, los recortes que se acumulan en el fondo pueden ser retriturados

progresivamente por la mecha. En segundo lugar, las interacciones del ripio con el

fluido de perforación en el espacio anular, pueden debilitar el ripio al colocarlo en

tensión, hasta superar la resistencia de la cementación interna del material [15].

Para atenuar este problema de la dispersión de los recortes, se ha propuesto utilizar un

aditivo que presente alguno de los siguientes comportamientos: un inhibidor, que

disminuya la actividad del fluido de perforación, un agente encapsulante capaz de

mantener el material unido, un viscosificante del filtrado para evitar la entrada de agua

al ripio, o un agente taponante que bloquee los poros [15].

Inestabilidad del hoyo. Entre los problemas ocasionados por la inestabilidad del hoyo

se tienen: el socavamiento del hoyo, dificultades en la limpieza del hoyo,

atascamiento de tubería, aumento del torque y del arrastre, mala calidad de la

cementación, estrechamiento del hoyo y problemas en la toma de registros, entre

otros.

55

La inestabilidad del hoyo puede originarse tanto por esfuerzos in-situ, que son

relativamente altos comparados con la resistencia de la formación, o por interacciones

del fluido de perforación con la lutita, o bien por una combinación de estos dos

factores [15].

Embolamiento de la mecha. El embolamiento de la mecha ocurre cuando los recortes

arcillosos se adhieren a esta y esto dependerá de la resistencia y de la plasticidad de

los mismos, que son función del contenido de agua y de arcilla que ellos poseen.[2]

2.3.12. Principales estados de asociación de las partículas de arcilla en los fluidos de perforación.

Agregación: Condición normal de la arcilla antes de ser hidratada. Las partículas están

agrupadas cara a cara y pueden ser separadas por agitación mecánica y por hidratación

y dispersión.

Dispersión: Separación de partículas como consecuencia de la adsorción o entrada de

agua, las caras cargadas de una forma negativa se atraen con los bordes de las caras

positivas.

Floculación: Originada por la atracción excesiva de cargas eléctricas. Las partículas se

unen cara-arista y o arista-arista, en el estado floculado se incrementa la asociación

cara-borde entre las partículas y la consecuencia de este estado es una elevada

viscosidad y un descontrol en la pérdida de agua, que por lo general es alta.

Defloculación: Separación de las partículas de arcilla por neutralización de las cargas

eléctricas por los lignosulfonatos y lignitos. Las partículas pueden separarse

individualmente o en grupos de dos o tres unidades por caras.

Inhibición: Prevención de la dispersión.

2.3.13. Pega de tubería.

En operaciones de perforación, la tubería de perforación se considera pegada cuando no

se la puede hacer subir, bajar, o girar. La pega de la tubería puede ser causada por varios

mecanismos diferentes. Situaciones típicas de pega de tubería son:

56

Efectos de la presión diferencial.

Empaquetamiento.

Pozo estrecho.

Geometría del hoyo.

2.3.13.1. Pega por diferencial. La mayoría de los incidentes de pega de tubería es

causada por efectos de la presión diferencial. Las excesivas presiones

diferenciales a través de zonas permeables de menor presión pueden ser causa

de que la sarta de perforación empuje sobre la pared del pozo de sondeo donde

queda atascada. La pega diferencial se puede identificar por las siguientes

características:

La tubería queda pegada después de estar inmóvil por un período de

tiempo.

No se puede hacer girar ni mover la tubería mientras se circula.

Figura 14. Pega por diferencial.

57

2.3.13.2. Pega por empaquetamiento. Los sistemas de fluido de perforación con

características deficientes de suspensión presentan fuerte tendencia al

empaquetamiento. Los factores que pueden conducir al derrumbe de la

formación incluyen:

Desequilibrio de la presión.

Hidratación de las lutitas.

El ensamblaje de fondo del pozo daña la pared.

Figura 15. Pega por empaquetamiento.

58

2.3.13.3. Pega por pozo estrecho. La estrechez del pozo es un estado en que el diámetro

del pozo es menor que el diámetro de la barrena usada para perforar esa

sección. La estrechez del pozo puede resultar por cualquiera de las causas

siguientes:

Formaciones de fluencia plástica.

Acumulación de revoque en una formación permeable.

Lutitas que se hinchan.

Una formación de afluencia plástica es aquella que puede deformarse cuando es

forzada y que puede fluir dentro del pozo. Cuando estos tipos de formaciones

son penetrados por la barrena, el hoyo está en calibre. Pero cuando la presión

hidrostática ejercida por la columna de fluido de perforación es menor que la

presión hidrostática de la formación, se produce desbalanceo, la formación

fluye y el diámetro del pozo disminuye. La estrechez del pozo es un problema

común cuando se perfora una gruesa sección de sal con un lodo de aceite. La

sal puede fluir dentro del pozo y estrechar esa sección. Cuando existen

formaciones de sal plásticas, por lo general están a más de 5000 pies de

profundidad. El emplazamiento de agua dulce es la mejor manera de despegar

una tubería de una formación de sal plástica.

2.3.13.4. Pega por geometría del hoyo. Es una situación que se encuentra con frecuencia

en pozos desviados, en que la tubería de perforación penetra en la pared por

desgaste. La normal rotación de la sarta de perforación corta dentro de la pared

de la formación en áreas desviadas donde la tensión de la tubería de perforación

crea presión contra los costados del pozo. Se puede diagnosticar este tipo de

pega cuando la tubería de perforación puede ser movida hacia arriba y hacia

abajo dentro del alcance de las distancias de unión de herramientas, mientras

que la rotación de la tubería y la circulación continúan normales.

59

Una medida preventiva es controlar cuidadosamente la desviación superior del

pozo y la seriedad del desvío en forma de pata de perro por toda la trayectoria

del pozo de sondeo. Esta acción eliminará la fuerza que lleva a la creación del

problema de la geometría del hoyo. Una vez que se ha formado esta situación,

la mejor solución es repasar las porciones de escaso diámetro del pozo con

barrenas ensanchadoras.

Figura 16. Pega por geometría del hoyo.

60

2.3.14. Pérdida de circulación.

La pérdida de circulación o pérdida de retornos describe la pérdida total o parcial del

fluido en la formación como resultado de una excesiva caída de presión hidrostática y anular. La

pérdida de circulación se caracteriza por una reducción en el volumen de los retornos de lodo del

pozo en comparación con el volumen bombeado pozo abajo (flujo saliente < flujo entrante). Esto

da por resultado una disminución de los volúmenes en los tanques. La pérdida de circulación se

puede detectar mediante un sensor que registra la cantidad de flujo de retorno o mediante

indicadores de volumen en los tanques. Dependiendo de la magnitud del volumen de pérdida de

lodo, las operaciones de perforación pueden verse considerablemente afectadas. Si el espacio

anular del pozo no se mantiene lleno incluso cuando ha cesado la circulación de fluido, la presión

hidrostática disminuirá hasta que la presión diferencial entre la columna de lodo y la zona de

pérdida sea igual a cero. Esto puede inducir fluidos de la formación de otras zonas, controlados

anteriormente por la presión hidrostática del lodo, a fluir dentro del pozo, dando por resultado

una surgencia, reventón o reventón subterráneo. También puede causar el derrumbe al interior del

pozo de formaciones anteriormente estables. Puede ocurrir pérdida de circulación en las

siguientes formaciones:

2.3.14.1. Formaciones cavernosas. La perdida de circulación en una formación

cavernosa cavernosa/con huecos es el tipo de pérdida más grave que puede

ocurrir, porque la pérdida de lodo es inmediata y completa. Las formaciones

cavernosas están asociadas con arrecifes de piedra caliza, estratos de dolomita,

o cretas. La pérdida se produce en verdaderas cavernas o en grietas de la

formación. Este tipo de pérdida de circulación es generalmente fácil de

diagnosticar, porque la barrena puede caer varias pulgadas e incluso pies

cuando atraviesa la parte superior de la caverna.

2.3.14.2. Formaciones fracturadas. Las formaciones permeables o fracturadas pueden dar

por resultado perdida de circulación parcial o total. Las fracturas en la

formación pueden ser naturales o causadas por excesiva presión del fluido de

perforación sobre una formación estructuralmente débil. Una vez que una

fractura ha sido inducida, la fractura se ensanchará y tomará más lodo a menor

presión. Para evitar inducir fracturas se debe:

61

Mantener la mínima densidad de circulación equivalente (ECD) y peso del

lodo.

Evitar aumentos bruscos de presión.

Este tipo de pérdida de circulación está indicado por una pérdida total o parcial

de retornos y una disminución en el volumen del tanque.

Si se sospecha una fractura inducida, se puede dejar que el pozo se regularice,

recogiendo dentro de la tubería de revestimiento y esperando de 6 a 12 horas.

Después del período de espera, reanudar el trabajo en el fondo del pozo y

verificar si los retornos son completos. Si no se hubieran establecido retornos

completos, tratar las pérdidas como si fueran pérdidas por cavernas/huecos.

2.3.14.3. Formaciones permeables. Las formaciones permeables y porosas incluyen:

Estratos de gravas sueltas, no compactadas

Estratos de conchas marinas

Depósitos de arrecifes

Yacimientos agotados

Estos tipos de formaciones causan desde pérdidas por filtración hasta pérdida

completa de retornos.

Las filtraciones en formaciones permeables están indicadas por una pérdida

parcial o total de los retornos y una reducción del volumen en los tanques.

CAPÍTULO III: METODOLOGÍA

A continuación se explican detalladamente los procedimientos y técnicas a utilizar en el

muestreo y tratamiento de los datos necesarios para la ejecución de la investigación, así como

también, se describe la metodología a seguir para alcanzar cada uno de los objetivos planteados

en el estudio.

3.1. Evaluación de propiedades reológicas y fisicoquímicas de los sistemas de lodos de

perforación base agua utilizados actualmente en Campo Boscan.

Para determinar las propiedades reológicas del lodo se utilizó el Viscosímetro Rotacional

FANN 35A. El viscosímetro consta de dos cilindros coaxiales, la muestra del lodo esta contenida

en el espacio anular y la camisa exterior gira a una velocidad constante, lo cual produce cierta

torsión sobre el flotante o cilindro interior. El movimiento del flotante se restringe con un resorte

de torsión y un dial conectado registra el desplazamiento del flotante a varias revoluciones por

minuto de la camisa exterior.

El instrumento esta calibrado de manera que la lectura del dial, a cualquier número fijo de

rpm (revoluciones por minutos), da la tensión de corte en lb/100 pie2 para esa velocidad de corte.

El viscosímetro tiene velocidades de 3, 6, 100, 200, 300 y 600 rpm. La resistencia de geles se

determina usando la velocidad de 3 rpm.

Las pruebas reológicas se realizaron a 120°F y presión atmosférica (según

especificaciones API).

Con las lecturas obtenidas a través del viscosímetro se determinaron las siguientes

propiedades:

Viscosidad Plástica (PV; cps)

Punto Cedente (YP; lbf/100 pies2)

Resistencia de geles (lbf/100 pies2)

Viscosidad Aparente (AV; cps)

Esfuerzo Cedente (YS; lbf/100 pies2)

El procedimiento para realizar estas pruebas se describe a continuación.

63

Recoger una muestra de fluido.

Colocar la muestra en una taza de viscosímetro termostáticamente controlada.

Sumergir la manga del rotor del viscosímetro exactamente hasta la línea marcada.

Calentar la muestra a la temperatura seleccionada.

Hacer girar la manga del viscosímetro a 600 rpm hasta obtener una lectura estable en

el dial. Registrar la lectura del dial (θ600).

Hacer girar la manga del viscosímetro a 300 rpm hasta obtener una lectura estable en

el dial. Registrar la lectura del dial θ300).

Revolver la muestra durante 10 a 15 segundos a 600 rpm, y después dejar reposar el

lodo durante 10 segundos.

Hacer girar la manga del viscosímetro a 3 rpm hasta obtener la máxima lectura en el

dial.

Registrar la máxima lectura del dial obtenida como resistencia del gel de 10-segundos,

lbf/100 pies2.

Revolver nuevamente la muestra durante 10 a 15 segundos a 600 rpm, y después dejar

reposar la muestra sin tocar durante 10 minutos.

Hacer girar la manga del viscosímetro a 3 rpm hasta obtener la máxima lectura del

dial.

Registrar la máxima lectura del dial obtenida como resistencia del gel de 10-minutos,

lbf/100 pies2.

Fórmulas

PV, cps = 2600 - 2300 rpm

YP, lbf/100 pies2 = 300 rpm - PV

AV, cps = θ600 rpm/2

Resistencia de Geles, lbf/100 pies2 = Máxima Lectura a 3 rpm.

YS, lbf/100 pies2 = (2*θ3 rpm) - θ6 rpm.

64

Para determinar las propiedades fisicoquímicas se realizaron las pruebas descritas a

continuación.

Determinación de Ph.

La determinación del Ph en los fluidos de perforación es de vital importancia ya que las

interacciones de arcillas y la solubilidad de aditivos es dependiente de esta medida. El

procedimiento para la determinación del mismo se explica a continuación.


Tomar del dispensador una tira de 1 pulgada de papel indicador.

Poner el papel indicador sobre la superficie de la muestra de fluido.

Dejar que la tira de papel absorba el fluido de la muestra hasta que el papel cambie de

color.

Hacer coincidir el color del papel con la carta de colores sobre un costado de la caja

dispensadora.

Figura 17. Viscosímetro FANN 35A.

65

Leer y registrar el valor del Ph.

Determinación de Filtrado HP/HT.

Las propiedades de control de filtrado en un fluido de perforación son de gran ayuda para

identificar los problemas asociados a hoyo apretado y perdida de fluidos hacia la formación. El

procedimiento para la determinación del mismo es el siguiente.


Precalentar la chaqueta de calentamiento hasta 10°F (6°C) por encima de la

temperatura de prueba deseada.

Cerrar el vástago de la válvula sobre la celda del filtro y echar en la celda una muestra

revuelta del fluido.

Colocar el papel de filtro en la celda.

Poner la cubierta sobre la celda, ajustar todos los tornillos de sujeción, y cerrar el

vástago de la válvula sobre la cubierta.

Colocar la celda en la chaqueta de calentamiento con la cubierta de la celda para

abajo. Hacer girar la celda hasta que calce.

Poner un termómetro en el hueco para termómetro de la celda.

Conectar la unidad de presión al vástago superior de la válvula y enclavar la unidad en

el sitio.

Conectar el recibidor de presión al vástago inferior de la válvula y enclavar el

recibidor en el sitio.

Aplicar 200 psi (1380 kPa) a la parte superior y 100 psi (690 kPa) en la parte inferior.

Abrir el vástago de válvula superior y mantener esta presión hasta alcanzar la

temperatura de prueba deseada.

Abrir la válvula inferior cuando la celda llegue a la temperatura de prueba deseada.

Ajustar inmediatamente la presión sobre los reguladores superior e inferior.

Filtrar durante 30 minutos mientras la temperatura es mantenida a ± 5°F (± 3°C) de la

temperatura de ensayo y manteniendo la presión.

Cerrar los vástagos de válvula superior e inferior.

Descargar la presión por el regulador superior y desconectar el sistema de presión.

Aflojar el tornillo T del regulador inferior.

Drenar con cuidado el filtrado del receptor a un cilindro graduado.

66

Esperar unos pocos segundos a que el filtrado drene al fondo del recibidor.

Ajustar despacio el tornillo T para que todo filtrado restante en el receptor se escurra

al cilindro graduado.

Descargar la presión por el regulador inferior y desconectar el sistema de presión.

Retirar la celda de la chaqueta de calentamiento y dejar que la celda se enfríe.

Mantener la celda del filtro con la tapa bajada y aflojar el vástago de válvula de la

celda del filtro para descargar la presión.

Cerrar el vástago de válvula cuando toda la presión haya sido descargada.

Mantener la celda del filtro con la tapa levantada y aflojar el vástago de válvula.

Aflojar los tornillos de sujeción y quitar la tapa.

Quitar y medir la costra de lodo con aproximación de 1/32 pulg. (1.0 mm).

Registrar el filtrado HP/HT como el doble del volumen de filtrado recogido.

Figura 18. Prueba de Filtrado HP/HT.

67

3.2. Diseño de sistema de lodo base aceite adaptado a las necesidades técnicas y económicas

de Campo Boscán.

A continuación se presenta la técnica recomendada para el diseño y la preparación del

sistema base aceite para los pozos de Campo Boscan.

3.2.1. Preparación.

Los lodos base aceite deben ser formulados para que sean resistentes a las altas temperaturas y para cumplir con las especificaciones requeridas de acuerdo a los perfiles de pozos.

La formulación inicial debe llevar el radio recomendado de agua/aceite para el programa de lodos para la densidad recomendada.

Un reporte de lodo integral debe ser preparado con una muestra representativa antes de que el mismo deje la planta de tratamiento en las instalaciones del contratista, y una copia de este reporte debe ser entregado al representante de la compañía en la locación. Este reporte debe incluir pruebas de alta presión y temperatura incluyendo lecturas reológicas.

Representantes de la contratista y la compañía deben realizar una inspección visual de todas las líneas de flujo, mangueras, etc; de los camiones donde se transferirá el lodo hacia los tanques del taladro de perforación para determinar si los mismos se encuentran libres de agua o lodo base agua que pudiera causar algún tipo de contaminación. Adicionalmente, esta información debe estar presente en el primer reporte después de la llegada del lodo al taladro de perforación.

Una muestra de los materiales para el acondicionamiento del lodo debe estar presente en la locación para el primer envío del lodo base aceite.

Antes de que el lodo sea transferido hacia los tanques del taladro, el mismo debe ser “agitado”, para asegurar una igual distribución del peso del lodo.

3.2.2. Preparación en el taladro de perforación.

Un representante de la contratista debe estar en la locación cuando el lodo llegue al taladro.

Todos los tanques de lodo, tanques de mezcla, tanque píldora y trampas de arena deben ser inspeccionados y limpiados de todos los residuos de agua o cualquier otro contaminante. Cualquier contaminación por agua de cualquier fuente debe ser presentada en el primer reporte operacional.

68

Tanques de lodo, zarandas y zanjas de lodo deben ser cubiertos para prevenir cualquier contaminación por lluvia o agua generada durante actividades de limpieza. El equipo expuesto debe ser incluido en el reporte operacional.

Todas las mangueras de agua deben ser removidas de la planchada de perforación, zarandas, zanjas de lodo y los alrededores de los tanques de lodo.

Todas las líneas de flujo deben ser circuladas con unos pocos barriles de lodo base aceite.

Se debe instruir a todo el personal de los procedimientos adecuados para el uso del sistema de fluidos base aceite.

3.2.3. Transferencia del lodo a los tanques del taladro de perforación.

El representante de la contratista debe preparar un reporte completo con una muestra representativa cuando el mismo es bombeado hacia los tanques.

Los representantes de la compañía y la contratista deben inspeccionar todas las líneas utilizadas en la transferencia del lodo.

3.2.4. Pre-tratamiento de lodo base agua.

Antes del desplazamiento, el lodo base agua debe ser circulado y acondicionado. Las

propiedades de flujo deben ser reducidas a valores tan bajo como sea práctico posible, para así

garantizar un desplazamiento exitoso. Idealmente, el punto cedente debe caer a valores entre 5 y

15 lb/100 pies2, dependiendo del peso del lodo.

3.2.5. Otros puntos a considerar para el uso de fluidos base aceite.

Una reunión pre-trabajo debe ser llevada a cabo en la locación para asegurar que todo el personal este al tanto de los “como” y “por que” del uso de los lodos base aceite.

Es importante el orden y limpieza para el uso de sistemas base aceite. Si se toman las medidas preventivas no debe haber riesgos de derrames en la locación.

Se debe asegurar que todos los equipos de control de sólidos funcionen adecuadamente.

Requerimientos para contingencia en caso de derrames; esto es de vital de importancia para estas operaciones. Todas las medidas preventivas deben llevarse a cabo para evitar cualquier derrame de lodo en la locación. El personal del taladro de perforación siempre debe estar vigilante ante cualquier situación que pueda ocasionar una perdida de fluido accidental.

69

3.2.6. Corrida de registros con lodos base aceite.

Los lodos base aceite son no conductivos a la corriente eléctrica. Control de profundidad

y evaluación de formaciones puede ser llevada a cabo, sin embargo, utilizando registros que no

dependan de la presencia de fluidos conductivos en el hoyo.

La resistividad de la formación puede ser determinada utilizando registros de inducción.

Este tipo de registros es utilizado con más efectividad en hoyos perforados con lodos base aceite

que en los perforados con lodos base agua ya que se garantiza una invasión de filtrado menor y

no hay una señal de conductividad desde el hoyo.

La porosidad puede ser indicada utilizando un registro sónico, de densidad o neutrón;

separados o combinados.

Adicionalmente, los núcleos de pared pueden ser tomados utilizando registros de rayos

gama para posicionar las herramientas.

3.3. Evaluación de la inhibición de las arcillas de los sistemas de fluidos de perforación base

agua mediante pruebas de dispersión e hinchamiento lineal de arcillas y lutitas.

Problemas operacionales tales como pega de tubería, limpieza de hoyo ineficiente,

derrumbe, empaquetamiento y hoyo apretado pueden estar asociados con la estabilidad de las

arcillas. Para determinar si las lutitas son propensas a causar problemas se realizan una serie de

ensayos que serán explicados a continuación.

Difracción de Rayos X.

La difracción de rayos-x es usada para identificar en forma cualitativa y semi cuantitativa

los minerales cristalinos que componen la roca. La misma está basada en la irradiación de una

muestra; los rayos-x son difractados dependiendo de las características de los componentes

presentes. Midiendo los ángulos y la intensidad de la difracción, por comparación con perfiles

patrones se determina el tipo y cantidad de los minerales cristalinos presentes en la muestra. El

procedimiento cosiste en pulverizar la roca colocándola compactada en un porta muestra especial.

La muestra se coloca en el equipo y es borbandeada por rayos-x y la difracción se detecta en un

registro continuo que proporciona un perfil en el cual es posteriormente comparado con los

perfiles patrones.

70

Ensayo de Dispersión de Lutitas.

Para el ensayo de dispersión de lutitas se sigue el proceso descrito a continuación.

Limpiar la lutita con alcohol 2-propanol o alcohol isopropílico (para eliminar el residuo de arcilla o arena).

Dejar secar en una estufa a 212 °F, durante 16 horas.

Triturar la muestra de lutitas y cernirla a través de tamices de malla 4 y 10, recolectar

la fracción retenida en el tamiz de malla 10.

Colocar 50 g. de la muestra en una celda de envejecimiento que contiene 350 ml del fluido a evaluar (concentración equivalente a 50 lpb), tapar la celda y presurizar con 100 psi de presión.

Luego de las 16 horas de envejecimiento, sacar las muestras del horno y dejar enfriar

a temperatura ambiente.

Pasar el fluido contenido en la celda por un tamiz de malla 30 para recuperar la lutita.

Figura 19. Prueba de difracción de Rayos X.

71

Lavar el residuo retenido en esta malla con agua (para quitarle el lodo).

Transferir el residuo en un vidrio de reloj o cápsula de porcelana, previamente pesada y dejar secar en una estufa a 215 °F durante 6 horas.

Pesar el contenido del residuo y calcular el porcentaje de Retención o de Dispersión

de acuerdo a la siguiente ecuación:

% de Retención = Peso Final lutita/Peso Inicial lutita *100

% de Dispersión = 100 - % de Retención

Ensayo de Medición de Hinchamiento Lineal.

El aparato medidor de hinchamiento lineal se usa para determinar hidratación o

deshidratación de las lutitas por medición del aumento o reducción de longitud por tiempo, de un

núcleo de lutitas reconstituido o intacto. El ensayo Hinchamiento Lineal se usa con el ensayo de

Tiempo de Succión Capilar para determinar el sistema de lodo recomendado para perforar a

través de una formación de lutitas específica. Primero se realiza un ensayo Tiempo de Succión

Capilar para determinar el inhibidor más adecuado para la lutita. Luego se hacen ensayos con una

variedad de lodos.

Los resultados del ensayo LSM son graficados para mostrar el porcentaje de

hinchamiento sobre un tiempo de hinchamiento en minutos. Los resultados del ensayo

Hinchamiento Lineal demuestran los efectos inhibitivos de estos diversos lodos sobre el

hinchamiento de las lutitas.

72

Figura 20. Hinchamiento Lineal de Lutitas.

Figura 21. Prueba de Hinchamiento Lineal de Lutitas.

73

Ensayo de Retorno de Permeabilidad

El ensayo de retorno de permeabilidad se usa para medir el efecto de un fluido de prueba

(lodo integro, filtrado de lodo, o salmuera) sobre la permeabilidad de una formación productora.

El ensayo utiliza cortes de un núcleo de muestra de formación llamado tapón, que simulando la

permeabilidad del reservorio, utiliza como fluido para determinar la permeabilidad crudo de

formación y salmuera para saturar el núcleo. Después de medida la permeabilidad básica (Ko) el

corte se expone al fluido de perforación o completación de prueba y posteriormente la

permeabilidad es medida nuevamente (Kf) después de determinado tiempo de exposición. Luego,

en base a la relación de permeabilidades inicial y final se calcula el porcentaje de retorno, donde

porcentajes de retorno cercanos a 100% indican que el fluido de prueba provoco un mínimo daño.

3.4. Determinación de limitantes de logística y ambiental del sistema base agua de alto

rendimiento en comparación con el sistema base aceite.

Las limitantes de logística fueron analizadas de acuerdo a los requerimientos de equipos

necesarios para el uso de los distintos sistemas de fluidos para el taladro de perforación F-29. Las

mismas fueron estudiadas tomando en cuenta las disponibilidades de espacio de acuerdo a los

Figura 22. Retorno de Permeabilidad.

74

requerimientos para la preparación de las localizaciones de perforación. El estudio de las

limitantes ambientales se llevó a cabo siguiendo las normas y procedimientos vigentes para el

control de residuos potencialmente dañinos para el medio ambiente en Campo Boscan.

3.5. Estudio de sensibilidad económica sobre la utilización de ambos sistemas de fluidos de

perforación.

Se realizo un estudio de sensibilidad económica a través de una matriz de costos donde se

presenta una estimación de los costos que implica el uso de ambos sistemas de fluidos de

perforación.

CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1. Evaluación de propiedades reológicas y fisicoquímicas de los sistemas de lodos de

perforación base agua utilizados actualmente en Campo Boscan.

A continuación se presentan los resultados de las pruebas de laboratorio realizadas en los

pozos BN-822, BN-823 y BN-824 en Campo Boscan. Dichas pruebas se tomaron en los

intervalos que han venido presentando mayores problemas operacionales en las actividades de

perforación; como pega de tubería, limpieza ineficiente de hoyo, embolamiento de ensamblajes

de fondo, etc.

Para cada intervalo a evaluar se tomaron dos muestras, una en los tanques de succión y

otra en la salida de la línea de flujo. La formulación del lodo de perforación base agua usado fue

la siguiente para un sistema bajo pH.

Concentración de Productos

Agua fresca Como sea requerido

Bactericida 0.25 – 0.50 lbs/bbl

Viscosificante 8.0 – 12.0 lbs/bbl

Agente densificante Como sea requerido

Controlador de Filtrado 1.5 – 3.0 lbs/bbl

Dispersante 2 lbs/bbl

Inhibidor de arcilla 4.0 – 5.0 lbs/bbl

Lubricante y mejorador de ROP 3% V/V

Los resultados de estas pruebas son presentados en las siguientes tablas.

Tabla 1. Concentración de productos lodo base agua.

76

Pozo BN-822.

Este pozo fue perforado verticalmente hasta una profundidad de 8115 pies. Las pruebas

de laboratorio fueron tomadas en los topes de Icotea Superior, Anhidrita y Boscan Superior.

Intervalo de Referencia MD (pies) TVD (pies) Icotea Superior 5259 5259

Propiedades Reológicas Entrada Salida

Peso (lpg) 10.2 10.3

Viscosidad Plástica (cps) 12 13

Punto Cedente (lbs/100 pies2) 16 16

Geles 10 seg. (lbs/100 pies2) 8 10

Geles 10 min. (lbs/100 pies2) 14 15

PH 7.8 7.7

Filtrado HP/HT (cc/30’) 5 5.5

Intervalo de Referencia MD (pies) TVD (pies) Anhidrita 5558 5558


Peso (lpg) 10.3 10.4





PH 7.8 7.8

Filtrado HP/HT (cc/30’) 4.8 5

Tabla 2. Propiedades Reológicas Icotea Superior, BN-822.

Tabla 3. Propiedades Reológicas Anhidrita, BN-822.

77

Intervalo de Referencia MD (pies) TVD (pies) Boscan Superior 6438 6438


Peso (lpg) 10.4 10.5





PH 8.0 7.9

Filtrado HP/HT (cc/30’) 4.6 4.8

Pozo BN-823.


de laboratorio fueron tomadas en los topes de Icotea Superior, Anhidrita y Boscan Superior.



Peso (lpg) 10.2 10.3





PH 7.6 7.7


Tabla 4. Propiedades Reológicas Boscan Superior, BN-822.


78



Peso (lpg) 10.3 10.4





PH 7.9 8.0

Filtrado HP/HT (cc/30’) 5 5.2



Peso (lpg) 10.4 10.5





PH 7.7 7.7

Filtrado HP/HT (cc/30’) 4.8 5

Pozo BN-824.


de laboratorio fueron tomadas en los topes de Icotea Superior, Anhidrita y Boscan Superior. Un

lubricante se utilizo a una concentración del 3% V/V.



79



Peso (lpg) 10.1 10.2





PH 8.1 8.0




Peso (lpg) 10.3 10.4





PH 7.9 7.9




80



Peso (lpg) 10.4 10.5





PH 8.0 7.9


4.2. Diseño de sistema de lodo base aceite adaptado a las necesidades técnicas y económicas

de Campo Boscán.

Para el diseño del sistema de fluidos base aceite se tomó como referencia el sistema

utilizado en la perforación del pozo BN-817. Este sistema contempla el uso de un aceite mineral

que ha sido desarrollado para controlar los daños a la formación que puedan ser causados por

operaciones convencionales de perforación. El sistema contiene una concentración óptima de

agente densificante diseñada para puentear poros de roca, dando así bajos índices de filtración y

minimizando la invasión de fluido en zonas potencialmente productivas. Estos fluidos usan

emulsificantes pasivos que reducen el riesgo de crear bloqueo por emulsiones y preservan las

características de humectabilidad de las rocas del yacimiento.

La formulación y las propiedades reológicas del sistema de detalla a continuación.


81

Concentración de Productos

Aceite Mineral Como sea requerido

Glicerol 3.0 – 5.0 lbs/bbl

Emulsificante Pasivo 3.0 – 5.0 lbs/bbl

Viscosificante (Arcilla organofílica) 8.0 – 14.0 lbs/bbl

Controlador de Filtrado (Leonardita organofílica) 8.0 – 14.0 lbs/bbl

Agente Densificante (Carbonato de Calcio) 38 – 76 lbs/bbl

Cal 4.0 – 6.0 lbs/bbl

Controlador de Reología 0.25 – 0.5 lbs/bbl

Propiedades Reológicas Salida

Peso (lpg) 9.8

Viscosidad Plástica (cps) 14

Punto Cedente (lbs/100 pies2) 10

Geles 10 seg. (lbs/100 pies2) 12

Geles 10 min. (lbs/100 pies2) 18

Estabilidad Eléctrica (voltios) 1400

Pérdida de Filtrado (ml) 5

El uso de un fluido con estas características permitiría la perforación de pozos con un

riesgo mínimo de problemas asociados a hinchamiento de arcillas como, embolamiento de

ensamblajes de fondo, pega de tubería, limpieza ineficiente de hoyo, entre otros. Sin embargo,

para la utilización de este sistema hacen falta otros requerimientos que complican aun más la

operación desde el punto de vista de logística, además de un incremento considerable en los

costos totales. Este punto será analizado mas adelante.

Tabla 11. Concentración de Productos lodo base aceite.

Tabla 12. Propiedades reológicas lodo base aceite.

82

7412230

7581718

0401743

7501726

8591815

7501528

CloritaCaolinitaIllitaEsmectita

Abundancia de Arcillas (%)

7412230

7581718

0401743

7501726

8591815

7501528

CloritaCaolinitaIllitaEsmectita

Abundancia de Arcillas (%)

4.3. Evaluación de la inhibición de las arcillas de los sistemas de fluidos de perforación base

agua mediante pruebas de dispersión e hinchamiento lineal de arcillas y lutitas.

Para determinar las propiedades de las arcillas se realizaron las pruebas que se describen a continuación. 4.3.1. Difracción de Rayos X.

La lutita utilizada se tomó de una muestra de núcleos realizada en el pozo BN-816 a una

profundidad de 7001 pies.

La composición química de esta lutita y la arcilla contenida en la misma se presentan a

continuación.

Tabla 13. Composición química de la lutita.

Tabla 14. Composición química de la arcilla.

2219687056

1603817066

1007837052

1214837074

1304837023

513917004

ArcillaCalcitaFesdelpatoCuarzoProf. (pies)

Mineralogía de la roca (%)

2219687056

1603817066

1007837052

1214837074

1304837023

513917004

ArcillaCalcitaFesdelpatoCuarzoProf. (pies)

Mineralogía de la roca (%)

83

En la composición química de las arcillas se encontró que la caolinita esta presente en una

mayor proporción. Esta es una de las cuatro arcillas reactivas más comunes encontradas en las

lutitas (montmorilloníta o esmectita, ilita, clorita y caolinita). [6, 7, 15]

La caolinita es una arcilla de dos capas, se encuentra en lutitas duras y en lutitas gomosas,

su estructura básica se compone de capas intercaladas de sílice y alúmina, tiene una capacidad

baja de adsorber agua por lo tanto es medianamente hinchable, pero puede dispersarse en los

fluidos de perforación base agua.

La otra arcilla reactiva encontrada en la composición de la roca fue la clorita. Esta es una

arcilla de tres capas, se encuentra en lutitas duras y en lutitas gomosas. Las cloritas no se hinchan

en su forma pura, pero puede hacerse que se hinchen ligeramente al ser modificadas.

4.3.2. Pruebas de Dispersión de Lutitas.

Para las pruebas de dispersión de lutitas se utilizaron dos formulaciones las cuales son

presentadas a continuación.

Formulación #1: Lodo Base + 3 % V/V Glicol

Muestra (gr) Fluido Inicial Final

% de Retención % de Dispersión

Base 50.0 36.0 72.0 28.0 Glicol 1 50.0 38.8 77.7 22.3 Glicol 2 50.0 36.7 73.5 26.5 Glicol 3 50.0 43.3 86.6 13.4 Glicol 4 50.0 40.3 80.6 19.4 Glicol 5 50.0 44.3 88.6 11.4

Tabla 15. Porcentajes de dispersión formulación #1.

84

Dispersion (%)

28

22.3

26.5

13.4

19.4

11.4

0

5

10

15

20

25

30

35

BASE GLICOL 1 GLICOL 2 GLICOL 3 GLICOL 4 GLICOL 5

(%)

Formulation #2: Lodo Base + 3 % V/V Glicol + 3% KCl.

Muestra (gr) Fluido Inicial Final

% de Retención % de Dispersión

Base 50.0 44.8 89.7 10.3 Glicol 1 + 3%Kcl 50.0 48.9 97.9 2.1 Glicol 2 + 3%Kcl 50.0 48.5 97.0 3.0 Glicol 3 + 3%Kcl 50.0 48.6 97.2 2.8 Glicol 4 + 3%Kcl 50.0 48.9 97.8 2.2 Glicol 5 + 3%Kcl 50.0 48.3 96.7 3.3

Figura 23. Gráfico de dispersión formulación #1.

Tabla 16. Porcentajes de dispersión formulación #2.

85

Dispersion (%)

10.3

2.13 2.8 2.2

3.3

0

2

4

6

8

10

12

14

BASE GLICOL 1 GLICOL 2 GLICOL 3 GLICOL 4 GLICOL 5

(%)

El ensayo de dispersión de lutitas permite estimar cualitativamente el grado de inhibición

de un aditivo. El porcentaje de recuperación, constituye un indicador del grado de fragmentación

o dispersión que puede presentar la lutita, cuando está sometida a la presencia de agua y

movimiento.

En la figura 22 se muestran los resultados de las pruebas para los fluidos de la

formulación #1, los valores de dispersión reflejan que los glicoles no son eficientes en ausencia

de KCl ya que se obtuvieron valores por encima de 10%.

Por otra parte, los resultados de las pruebas de la formulación #2 muestran la sinergia que

existe entre la sal y el glicol, ya que con la adición de una concentración de 3% KCl se obtuvo

una disminución en el porcentaje de dispersión para todos los glicoles.

En general, se puede observar que todos los glicoles mejoraron la inhibición con el

agregado de KCl al sistema. La lutita en presencia del lodo base sin glicol, indica la presencia de

arcillas dispersables y con la adición en un 3% V/V de glicol se logro disminuir un poco la

Figura 24. Gráfico de dispersión formulación #2.

86

dispersión, pero obteniendo resultados todavía muy altos comparados con los obtenidos en la

formulación #2.

4.3.3. Pruebas de Hinchamiento Lineal.

A continuación se presentan los resultados de las pruebas de hinchamiento lineal para

cada una de las formulaciones.

Formulación #1: Lodo Base + 3 % V/V Glicol

Fluidos Tiempo de Estabilización (min)

% Hinchamiento

Base 361.7 41.47 Glicol 1 354.5 38.17 Glicol 2 419.9 34.88 Glicol 3 891.02 38.03 Glicol 4 998.2 36.10 Glicol 5 494.1 38.17

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0 200 400 600 800 1000 1200

Tiempo, Min

% H

inch

amie

nto

linea

l

Base Glicol 1 Glicol 2 Glicol 3 Glicol 4 Glicol 5

Tabla 17. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #1.

Figura 25. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #1.

87

Formulation #2: Lodo Base + 3 % V/V Glicol + 3% KCl.

Fluidos Tiempo de Estabilización

(min) % Hinchamiento

Base+3%KCl 783.2 39.80 Glicol 1+3%KCl 698.8 37.01 Glicol 2+3%KCl 1080.8 35.25 Glicol 3+3%KCl 794.4 38.22 Glicol 4+3%KCl 667.63 35.09 Glicol 5+3%KCl 1319.3 33.44

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

Tiempo, Min

% H

inch

amie

nto

Line

al

Base+3kcl Glicol 1 +3kcl Glicol 2 +3Kcl Glicol 3 +3Kcl Glicol 4 +3Kcl Glicol 5 +3kcl

En la figura 24 se muestran los resultados de las curvas de hinchamiento lineal de las

pastillas de bentonita expuestas a los fluidos de la formulación #1. Se observa como el lodo base

es el que presenta el porcentaje de hinchamiento mas alto (41.47%), esto se debe a que el lodo

base no contiene un inhibidor en su preparación.

Con el agregado de los glicoles se observa una disminución en el hinchamiento de las

pastillas, lo que indica que los glicoles solos, evitan muy poco el hinchamiento lineal. La

Figura 26. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #2.

Tabla 18. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #2.

88

diferencia entre el lodo base y los glicoles no es relevante, esto se muestra en la tabla 16, donde

se refleja el tiempo que se tardan los fluidos en estabilizarse y su porcentaje máximo de

hinchamiento. En esta tabla se nota cuan rápido se hinchan las pastillas, lo que indica el bajo

rendimiento de este aditivo. Las pastillas expuestas a los glicoles 3 y 4 a pesar de tener casi los

mismos porcentajes de hinchamiento de todos los glicoles, fueron los que presentaron el mejor

tiempo de estabilización, es decir, fueron los que retardaron el proceso de hinchamiento.

En la figura 25 se muestran los resultados de las curvas de porcentaje de hinchamiento

lineal de las pastillas de bentonita expuestas a los fluidos de la formulación #2. Se observa como

la curva de mayor porcentaje de hinchamiento es la del lodo Base + 3% KCl (39.8%). Con el

agregado del cloruro de potasio a los glicoles se observaron mejorías en la inhibición, pero sin

obtener resultados contundentes. En la tabla 17 se observa como mejoraron todos los tiempos de

estabilización con el agregado del cloruro de potasio. Los porcentajes de hinchamiento

disminuyeron muy poco en comparación con los resultados obtenidos en la formulación #1, pero

como los tiempos de estabilización aumentaron, se puede decir que se evitó o se retardo la

hidratación de las pastillas.

4.3.4. Prueba de Retorno de Permeabilidad.

La prueba de retorno de permeabilidad cuantifica simulando a condiciones de reservorio

el daño que ocasiona un fluido a la formación productora, en este caso se evaluó el retorno de

permeabilidad para cada fluido formulado, bajo las mimas condiciones de presiones, temperatura,

caudal y tiempo de exposición. La tabla 19 muestra los resultados para el retorno de

permeabilidad, en la misma se observa que la Formulación #1 y la Formulación #2 arrojaron

porcentajes de retorno de permeabilidad de 89,7 y 87,6% respectivamente.

La presión de levantamiento del revoque conocida como “lift-off’ es la presión que

necesita ejercer la formación para desprender el revoque y producir hidrocarburos. Los valores de

la presión de levantamiento de revoque para la Formulación #1 y 2 son 26 y 31psi

respectivamente ya que sus revoques están conformados principalmente por polímeros y

carbonato de calcio.

89

Condiciones de la prueba Formulaciones Formulación #1 Formulación #2 Presión de confinamiento 2000 psi 2000 psi Presión de sobre balance 1000 psi 1000 psi Caudal 2 ml/min (constante) 2 ml/min (constante)

Temperatura 250˚F 250˚F Tiempo de circulación del fluido 30 min 30 min Tiempo de exposición del fluido 16 hrs 16 hrs

Resultados Permeabilidad inicial 205.7 201.9 Permeabilidad final 184.5 177.0 Retorno de permeabilidad 89.7 87.6 Presión de desprendimiento de revoque (Lift-off pressure) 26 31

4.4. Determinación de limitantes de logística y ambiental del sistema base agua de alto

rendimiento en comparación con el sistema base aceite.

Las limitantes de logística fueron analizadas de acuerdo a los requerimientos de equipos

necesarios para el uso de los distintos sistemas de fluidos para el taladro de perforación F-29. Las

mismas fueron estudiadas tomando en cuenta las disponibilidades de espacio de acuerdo a los

requerimientos para la preparación de las localizaciones de perforación. El estudio de las

limitantes ambientales se llevó a cabo siguiendo las normas y procedimientos vigentes para el

control de residuos potencialmente dañinos para el medio ambiente en Campo Boscan.

Desde el comienzo de las operaciones de perforación en Campo Boscan en el año 1996

por Chevron, el sistema de fluidos base agua fue el seleccionado para realizar dichas actividades.

La selección de este sistema llevo a la contratación de un taladro de perforación (Pride 527) con

equipos adaptados solo para este tipo de sistema de fluidos. El uso de un sistema de fluidos base

aceite requeriría de equipos adicionales para dicho equipo así como también de una modificación

de la logística necesaria para dicha actividad.

Estos requerimientos son enumerados a continuación; la evaluación económica se

presenta mas adelante.

Tabla 19. Prueba de Retorno de Permeabilidad.

90

Equipo de protección personal adecuado para manejo del MBM a las cuadrillas y a todo el personal que labora en el taladro: Bragas especiales, guantes, mascarillas, cremas protectoras para irritaciones en la piel.

Adaptar procedimientos de Trabajo para el manejo de lodo mineral (MBM).

Efectuar inducción con medico ocupacional para refrescar riesgos para el manejo del

MBM.

Instalar Sellos mecánicos en las bombas centrifugas

Acondicionar bombas y sus componentes para el manejo del MBM. Utilizar pistones, asientos y empacaduras apropiadas. Instalar bandejas de recolección o algún sistema que permita evitar derrames al momento de reparaciones, etc.

Todos los componentes de goma de los equipos deben ser cambiados para manejar

sistemas de MBM.

Colocarle a las bombas una línea de desahogo de lodo, directa a un tanque de almacenamiento de fluido, para evitar derrames en la locación, al dispararse las válvulas de seguridad (clavos).

Cerrar las mangueras de agua hacia la planchada y áreas en general. El agua debe ser

añadido al lodo solo por recomendación del Ingeniero de Lodo.

Bandeja de recolección debajo de la mesa rotaria con su manguera que alimente la línea de flujo. Esto para recolectar el lodo luego de cada conexión.

Instalar un recolector de lodo para la tubería parada en cabria. Un escurridor de tubería

apropiado.

Una bota de lodo debe ser utilizada en los viajes. Una bota de lodo en buenas condiciones prevendrá serias pérdidas cuando se hale una sarta mojada. La bota de lodo debe ser conectada a la línea de flujo o en la bandeja de recolección por debajo de la mesa.

Instalación de 2 Frac Tanks adicionales para el manejo del lodo.

Pistola de rocío con línea de aire para la limpieza de las zarandas.

Cubiertas anti-resbalantes en la mesa rotaria.

Colocar (cutting box) para recolección de recortes debajo de cada equipo, uno detrás

de la bandeja del Mud Cleaner, uno detrás de cada zaranda; se deben mantener de 6 a 9 en “espera”.

91

Es recomendable mantener en el piso de perforación fibra absorbente con la finalidad de controlar derrames.

Logística necesaria para disponer el MBM en locación (desde la planta) y los camiones

para el traslado de los cajones de recortes hacia la planta de tratamiento.

Disponer de dos camiones de achique las 24 horas en sitio con el fin de responder ante algún derrame inesperado.

Colocar barreras para aislar la fosa de los tanques.

Construir un área confinada para el manejo de las cajas de cortes con su debida barricada y manto protector.

Grúa para el manejo de las cajas de recortes.

Ahora bien, para un manejo eficiente de un sistema base aceite son necesarios equipos

adicionales (suplidos generalmente por la contratista de fluidos) los cuales son presentados en la

siguiente figura. Cabe destacar que al implementar este sistema, se eliminaría la necesidad de una

grúa las 24 horas para la movilización de las cajas de recortes (cutting box).

15 m

12 m3 m

4.5 m

A

B

7 m

C

DE

FG

30 m

1.5 m

3 m

A. Tanque de recepción

B. Retroexcavador

C. Centrifugas / Stand

D. Supavac

E. Compresor de Aire

F. Secador de Ripios (Cutting Dryer)

G. Tanque Tres Caras

Figura 27. Equipos de control de sólidos MBM.

92

4.4.1. Tanque de Recepción.

Colocado para la recolección de los excedentes que puedan tenerse de recortes

impregnados con lodo.

4.4.2. Retroexcavadora.

Utilizado para el manejo de los recortes recolectados en el tranque tres caras.

4.4.3. Centrifugas.

Ayuda a extraer de manera eficiente la mayor parte de las partículas finas que el equipo

tradicional de remoción de los sólidos no puede capturar.

4.4.4. Supavac.

Es una bomba compacta, de accionamiento neumático, para recuperación al vacío y

descarga a presión. Este resistente sistema ha sido diseñado para operar bajo condiciones

peligrosas, recolectando y bombeando de forma segura materiales tales como recortes de

perforación, residuos de tanques, lodos de crudos pesados y lechadas con arenas.

4.4.5. Compresor de Aire.

Necesario para la operación del Supavac.

4.4.6. Secador de recortes.

Suministra una dramática reducción en la descarga de desechos sólidos de perforación y

en ayudar a maximizar la recuperación de fluidos de perforación, a base de aceite sintético.

4.4.7. Tanque tres caras.

Utilizado para la recolección de los recortes de perforación.

4.5. Estudio de sensibilidad económica sobre la utilización de ambos sistemas de fluidos de

perforación.

Se realizo un estudio de sensibilidad económica a través de una matriz de costos donde se

presenta una estimación de los costos que implica el uso de ambos sistemas de fluidos de

perforación.

93

En las siguientes tablas se destacan los costos para un sistema base agua.

1. – SUMINISTRO DE MATERIALES

Item Descripcion Unidad Cantidad Numero Porcion Porcion Sub-Total Sub-TotalPor Pozo Pozos US$ Bs F. US$ Bs F.

1 FLUIDOS BASE AGUABarita API (Ground barium sulfate) 100# sack 7.000 1 18,00 15,00 126.000 105.000 Bentonita API (Treated sodium montmorillonite) 100# sack 150 1 17,78 18,00 2.667 2.700 Soda caustica 50# sack 10 1 0,00 200,00 - 2.000 Asfalto refinado 50# sack 200 1 52,00 55,00 10.400 11.000 Gilsonita refinada 50# sack 50 1 20,00 17,18 1.000 859 Lignosulfonato libre de cromo 50# / sack 20 1 44,00 42,00 880 840 Anti-espumante (Silicon Defomer) 5 gal / drum 2 1 114,31 100,00 229 200 Detergente (Blend of water soluble anionic surfactants) 55 gal / drum 2 1 319,03 300,00 638 600 Biocida - ambiental (Glutaraldehyde solution) 5 gal / pail 50 1 116,07 110,00 5.803 5.500 Agente lubricador HPHT (Blend of modified fatty acids and emulsifiers) 55 gal / drum 1 1 1.100,00 1.200,00 1.100 1.200 Glicol - estabilizador de arcillas (Polyalkylene glyco) 55 gal / drum 10 1 1.200,00 1.050,00 12.000 10.500 Carbonato de calcio molido , d50 > 5 microns 50# sack 500 1 12,00 11,00 6.000 5.500 Carbonato de calcio molido, d50 > 25 microns 50# sack 500 1 12,00 11,00 6.000 5.500 Carbonato de calcio molido, d50 > 50 microns 50# sack 500 1 12,00 11,00 6.000 5.500 Carbonato de calcio molido, d50 > 150 microns 50# sack 100 1 11,00 10,00 1.100 1.000 Material anti-perdida fibroso - fino 50# sack 100 1 19,00 18,00 1.900 1.800 Material anti-perdida fibroso - medio 50# sack 500 1 15,00 12,51 7.500 6.253 Material anti-perdida fibroso - grueso 50# sack 500 1 23,00 23,21 11.500 11.604 Mica - fina 50# sack 100 1 0,00 200,00 - 20.000 Mica - media 50# sack 500 1 0,00 200,00 - 100.000 Mica - gruesa 50# sack 500 1 0,00 200,00 - 100.000 Lignito (Powdered leonardite) 50# / sack 20 1 45,00 42,00 900 840 Oxido de magnesio 50# / sack 20 1 39,00 35,00 780 700 Material PAC (Polyanionic cellulose / High molecular weight polyanionic cellulose) 50# / sack 50 1 155,00 150,00 7.750 7.500

PHPA, Liquido, Activo min 30 % (Partially hydrolyzed polyacrylamide/polyacrylate copolymer emulsion) 5 gal / pail 10

1 90,00 75,00 900 750

Closruro de potasio 110# sack 300

1 77,00 72,00 23.100 21.600 Polimero XANTHAN disperso calidad repmium para fluidos de perforacion de yacimiento 25# sack 50 1 110,00 100,00 5.500 5.000 SAPP 50# sack 10 1 0,00 - - - Cloruro de sodio 3300# sack “big bag” 30 1 420,00 390,00 12.600 11.700 Poliacrilato de sodio para control de filtrado / circulacion (Sodium polyacrylate) 50# sack 50 1 160,45 150,00 8.022 7.500 Almidon para fluidos de perforacion de yacimiento (Specially processed, stabilized nonionic starch derivation) 50# sack 150

1 56,00 54,00 8.400 8.100 Surfactante para prevenir embolamiento / mejorar tasa de penetracion 55 gal / drum 15 1 741,46 700,00 11.122 10.500 Soda ash 100# / sack 5 1 33,00 30,00 165 150 Extendedor de bentonita 25 # / sack 10 1 11,00 10,00 110 100 Fluido para pega de tuberia (spotting fluid) - ambiental 55 gal / drum 25 1 180,00 349,57 4.500 8.739 Secuentrante de oxigeno 55 gal / drum 2 1 590,00 600,00 1.180 1.200 Cal hidratada 50#/sack 20 1 0,00 40,00 - 800

Limpiador de revestidor (Surfactant, casing cleanup for water based muds / Disgracer active agents) 55 gal / drum 2 1 900,00 808,27 1.800 1.617

Goma xhantan dispersable (Dispersion-enhanced xanthan biopolymer) 25# / sack 10 1 110,00 100,00 1.100 1.000 TOTAL 1 288.646 485.351,45

Precio Sub-Totales

2. – EQUIPOS EN RENTA

Item Descripcion Unidad Dias Cantidad Numero Porcion Porcion Porcion Porcion Sub-Total Sub-TotalPor Pozo Por Pozo Pozos US$ Bs. US$ Bs. US$ Bs.

1 EQUIPO DE CONTROL DE SOLIDOS

Zarandas de alto rendimiento (especificaciones del anexo C) Por dia 80 3 1 250 27,00 119,32 13,50 60.000 6.480,00

D-silter de alto rendimiento (especificaciones del anexo C) Por dia 80 1 - 150 17,20 76,00 8,60 - -

Mud cleaner con combinacion de d-silter y d-sander (especificaciones del anexo C) Por dia 80 1 1 300 33,57 148,32 16,79 24.000 2.685,60

Secador de recortes para aplicacion de lodo base aceite 9rotary de vacio o similar incluyendo bomba centrifuga)

Por dia 80 1 - 900 92,02 406,62 46,01 - -

Tornillos transportadores de 12" - drive section Por dia 80 5 - 30 4,00 17,10 1,94 - -

Tornillos transportadores de 18" - drive section Por dia 80 5 - 20 4,00 17,10 1,94 - -

Bombas centrifugas 3 X 2 Por dia 80 1 - 44 4,64 20,51 2,32 - -

Bombas centrifugas 6 X 5 Por dia 80 1 - 90 11,00 44,43 5,03 - -

Bomba de diafragma Por dia 80 1 1 40 4,09 18,08 2,05 3.200 327,40

Centrifuga decantadora con estructura y lineas (tipo equivalente al modelo 2172 Brandt o la 5500 H&H o similar)

Por dia 80 2 1 500 52,09 230,17 26,05 80.000 8.334,66

Tanque de 3 caras de 50 bbls Por dia 80 6 - 45 56,00 - -

Tanque de rentencion de 5 a 10 bbls Por dia 80 3 - 20 3,00 14,25 1,61 - -

Tanque de almacenamiento de fluidos de 500 bbls (cubiertos con agitadores) Por dia 80 2 - - 0,00 - - -

Tanque de almacenamiento de fluidos de 500 bbls (cubiertos con agitadores y embudo de mezcla) Por dia 80 1 - - 0,00 - - -

Mallas para zaranda 85 mesh EA 6 1 555 55,00 3.330 330,00






Cajas de recortes (cuttings boxes) - para cierre hermetico - 25 bbls de capacidad Por dia 80 6 1 57 6,45 27.360 3.096,00

2 EQUIPO DE FILTRACION - -

Unidad de filtrado de DE Por dia 20 1 1 1.500 725,00 - 30.000 -

Unidad de filtrado tipo POD (cartuchos) Por dia 20 1 1 700 340,00 - 14.000 -

Embudo, mangueras y bombas para el mezclado de la salmuera filtrada y la transferencia Debe estar incluido

Filtro de tierra diatomacea 50#/sack 50 1 35 1.750 -

Cartuchos de filtro de 2 micrones EA 30 1 40 1.200 -

TOTAL 2 259.131 22.857,04

Tarifa Operativa Tarifa de Espera Sub-Totales

Tabla 20. Costos de materiales para servicios de fluidos base agua.

Tabla 21. Costos de equipos en renta para servicios de fluidos base agua.

94

3. – SERVICIOItem Descripcion Unidad Dias Cantidad Numero Porcion Porcion Porcion Porcion Sub-Total Sub-Total

Por Pozo Por Pozo Pozos US$ Bs. US$ Bs. US$ Bs.1 TRATAMIENTO DE SOLIDOS DE LODO

Tanque de 3 caras de 50 bbls Por dia 80 6 1 44,00 6,00 21.120 2.880,00 Cajas de recortes (cuttings boxes) - para cierre hermetico - 25 bbls de capacidad Por dia 80 9 - 60,00 8,00 - - Transporte y tratamiento de recortes de lodo base agua Por barril 200 - 56,00 8,00 - - Transporte y tratamiento de recortes de lodo base aceite Por barril 1.000 - 59,00 8,00 - - Renta de camion de vacio para transporte de lodo base aceite Por dia 10 - 1.400,00 150,50 665,00 75,25 - -

TOTAL 3 21.120 2.880

4. – PERSONALItem Descripcion Unidad Dias Cantidad Numero Tarifa Tarifa Tarifa Tarifa Sub-Total Sub-Total

Por Pozo Por Pozo Pozos US$ Bs. US$ Bs. US$ Bs.1 Ingeniero de lodos (incluye trailer / laboratorio) Por dia 80 2 1 440 90,30 70.400 14.448,00

Tecnico de control de solidos Por dia 80 2 1 460 98,93 73.626 15.829,50 Ayudante de control de solidos Por dia 80 1 1 380 80,00 30.400 6.400,00 Supervisor de filtrado Por dia 20 1 1 350 80,00 7.000 1.600,00 Ayudante de filtrado Por dia 20 2 1 310 70,00 12.400 2.800,00 Supervisor de planta de lodos Por dia 80 1 1 335 73,00 26.800 5.840,00 Ayudante en planta de lodos Por dia 80 2 1 300 66,00 48.000 10.560,00 Coordinador de Servicios Por dia 80 1 1 335 76,00 26.800 6.080,00

295.426 63.558


Tarifa Tarifas Sub-Totales

TOTAL 4

El costo total para un sistema base agua se presenta a continuación.

Bs F $Materiales 371885.33 166665.35Equipos en Renta 4579.71 54073.45Tratamiento de Sólidos 1246.17 11012.69Personal 17201.38 80006.40TOTAL Bs 394,912.58 $311,757.89

Costos Totales para Sistema Base Agua

Para un sistema base aceite los costos son mas elevados ya que requiere de una serie de

equipos adicionales para poder manejar eficientemente los recortes impregnados de aceite. A

continuación se presentan los costos asociados a dicho sistema.

Tabla 22. Costos de servicios y personal para fluidos base agua.

Tabla 23. Costos totales para fluidos base agua.

95

1. – SUMINISTRO DE MATERIALESItem Descripcion Unidad Cantidad Numero Porcion Porcion Sub-Total Sub-Total

Por Pozo Pozos US$ Bs F. US$ Bs F.1 FLUIDO BASE ACEITE - -

1 - Viscosificantes - - Arcilla Organofilica 50#/sack 300 1 50,00 50,00 15.000 15.000 Acido polimerico graso (reologia de bajo esfuerzo cortante y geles) 55 gal/drum 10 1 900,00 800,00 9.000 8.000 2 - Adelgazantes - - Adelgazante para lodo base aceite mineral derivado sulfonado de petroleo 55 gal/drum 10 1 890,75 820,76 8.908 8.208 Adelgazante para lodo base aceite mineral derivado de acido policarboxilico 55 gal/drum 10 1 410,00 390,00 4.100 3.900 3 - Emulsificantes - - Emulsificador pasivo (acido graso de resina liquida refinada) 50#/sack 20 1 429,99 396,20 8.600 7.924 Producto para reducir el mojado de solidos por agua (dispersion liquida de lecitina) 5 gal / drum 20 1 410,00 380,00 8.200 7.600 4 - Control de Filtrado - - Controlador de filtrado no asfaltico (leonardita organofilica) HT 50#/sack 200 1 71,94 66,29 14.388 13.257 Controlador de filtrado asfaltico 50#/sack 50 1 795,18 732,70 39.759 36.635 5 - Otros - - Cal hidratada (control PH) 50#/sack 200 1 0,00 38,83 - 7.766 Barita API (sulfato de bario) 100#/sack 500 1 16,10 14,84 8.050 7.418 Sal de cloruro de sodio micronizada 50#/sack 300 1 83,77 77,18 25.131 23.154 Agente humectante para lodo base aceite 50#/sack 10 1 409,15 377,00 4.092 3.770 Activador polar 50#/sack 10 1 702,07 646,91 7.021 6.469 Surfactante para limpieza de revestidor 55 gal/drum 15 1 890,00 808,27 13.350 12.124 Goma xanthan dispersable 25#/sack 10 1 340,00 300,30 3.400 3.003 Base de aceite VASSA LP90 Por barril 200 1 195,00 - 39.000 -

2 Barril de lodo base aceite mineral (VASSA LP90) - segun especificaciones - - Densidad menor de 8.9 ppg Por barril 100 1 240,00 - 24.000 - Densidad entre 9.0 y 9.4 ppg Por barril 2.000 1 260,00 - 520.000 - Densidad entre 9.5 y 9.9 ppg Por barril 100 1 280,00 - 28.000 -

3 Re-compra del Lodo base aceite (VASSA LP90) - credito a favor de CHEVRON - - Densidad menor de 8.9 ppg Por barril 98,00 - - Densidad entre 9.0 y 9.4 ppg Por barril 110,00 - - Densidad entre 9.5 y 9.9 ppg Por barril 150,00 - -

TOTAL 1 779.997 164.227,72

Precio Sub-Totales

2. – EQUIPOS EN RENTAItem Descripcion Unidad Dias Cantidad Numero Porcion Porcion Porcion Porcion Sub-Total Sub-Total

Por Pozo Por Pozo Pozos US$ Bs. US$ Bs. US$ Bs.1 EQUIPO DE CONTROL DE SOLIDOS

Zarandas de alto rendimiento (especificaciones del anexo C) Por dia 80 3 1 250 27,00 119,32 13,50 60.000 6.480,00

D-silter de alto rendimiento (especificaciones del anexo C) Por dia 80 1 1 150 17,20 76,00 8,60 12.000 1.376,00

Mud cleaner con combinacion de d-silter y d-sander (especificaciones del anexo C) Por dia 80 1 1 300 33,57 148,32 16,79 24.000 2.685,60

Secador de recortes para aplicacion de lodo base aceite 9rotary de vacio o similar incluyendo bomba centrifuga)

Por dia 80 1 1 900 92,02 406,62 46,01 72.000 7.361,60

Tornillos transportadores de 12" - drive section Por dia 80 5 1 30 4,00 17,10 1,94 12.000 1.600,00

Tornillos transportadores de 18" - drive section Por dia 80 5 1 20 4,00 17,10 1,94 8.000 1.600,00

Bombas centrifugas 3 X 2 Por dia 80 1 1 44 4,64 20,51 2,32 3.520 371,26

Bombas centrifugas 6 X 5 Por dia 80 1 1 90 11,00 44,43 5,03 7.200 880,00

Bomba de diafragma Por dia 80 1 1 40 4,09 18,08 2,05 3.200 327,40

Centrifuga decantadora con estructura y lineas (tipo equivalente al modelo 2172 Brandt o la 5500 H&H o similar)

Por dia 80 2 1 500 52,09 230,17 26,05 80.000 8.334,66

Tanque de 3 caras de 50 bbls Por dia 80 6 1 45 56,00 21.600 26.880,00

Tanque de rentencion de 5 a 10 bbls Por dia 80 3 1 20 3,00 14,25 1,61 4.800 720,00

Tanque de almacenamiento de fluidos de 500 bbls (cubiertos con agitadores) Por dia 80 2 1 - 0,00 - - -

Tanque de almacenamiento de fluidos de 500 bbls (cubiertos con agitadores y embudo de mezcla) Por dia 80 1 1 - 0,00 - - -







Cajas de recortes (cuttings boxes) - para cierre hermetico - 25 bbls de capacidad Por dia 80 6 1 57 6,45 27.360 3.096,00

2 EQUIPO PARA PLANTA DE ALMACENAMIENTO DE LODOS - -

Dos (2) compresores de aire (50-100 psi) Por dia 80 2 1 77 3,00 35,00 0,81 12.320 480,00

Un (1) colector de polvo. Por dia 80 1 1 22 2,00 10,00 0,23 1.760 160,00

Seis (6) tanques cerrados rectangulares de mezcla, de 500 bbls cada uno. Por dia 80 6 1 160 4,00 80,00 1,86 76.800 1.920,00

Dos (2) agitadores 15-25 HP. Por dia 80 2 1 90 2,00 40,00 0,93 14.400 320,00

Seis (6) tanques cerrados, de 500 bbls cada uno, sin agitadores para lodo base aceite. Por dia 80 6 1 90 2,09 45,00 1,05 43.200 1.004,65

Una (1) bomba de mezcla y transferencia (8"x6"x14"). Por dia 80 1 1 90 2,00 40,00 0,93 7.200 160,00

Cuatro (4) bombas de transferemcia para desplazamiento de lodo (+/- 16 ppg) a traves de una linea de 4" y 250 mts de largo, cada boba debe tener una capacidad de 200 gpm. Por dia

80 4 1 66 2,00 33,00 0,77 21.120 640,00

Centrifuga de alta velocidad (3200 rpm) Por dia 80 1 1 460,34 53,00 230,17 26,05 36.828 4.240,00

Centrifuga de baja velocidad (2400 rpm) Por dia 80 1 1 460,34 53,00 230,17 26,05 36.828 4.240,00

Mud Cleaner, 12 - 16 boquillas de 4", incluyendo la boma de alimentacion. Por dia 80 1 1 300,00 33,54 148,20 16,77 24.000 2.683,20

Trailer para oficina y laboratorio Por dia 80 1 1 160 4,00 80,00 1,86 12.800 320,00

3 EQUIPO DE FILTRACION - -

Unidad de filtrado de DE Por dia 20 1 1 1.500 725,00 - 30.000 -

Unidad de filtrado tipo POD (cartuchos) Por dia 20 1 1 700 340,00 - 14.000 -

Embudo, mangueras y bombas para el mezclado de la salmuera filtrada y la transferencia Debe estar incluido

Filtro de tierra diatomacea 50#/sack 50 1 35 1.750 -

Cartuchos de filtro de 2 micrones EA 30 1 40 1.200 -

TOTAL 2 687.506 79.813,75


Tabla 24. Costos de materiales para servicios de fluidos base aceite.

Tabla 25. Costos de equipos en renta para servicios de fluidos base aceite.

96

3. – SERVICIOItem Descripcion Unidad Dias Cantidad Numero Porcion Porcion Porcion Porcion Sub-Total Sub-Total

Por Pozo Por Pozo Pozos US$ Bs. US$ Bs. US$ Bs.1 TRATAMIENTO DE SOLIDOS DE LODO

Tanque de 3 caras de 50 bbls Por dia 80 6 1 44,00 6,00 21.120 2.880,00 Cajas de recortes (cuttings boxes) - para cierre hermetico - 25 bbls de capacidad Por dia 80 9 1 60,00 8,00 43.200 5.760,00 Transporte y tratamiento de recortes de lodo base agua Por barril 200 - 56,00 8,00 - - Transporte y tratamiento de recortes de lodo base aceite Por barril 1.000 1 59,00 8,00 59.000 8.000,00 Renta de camion de vacio para transporte de lodo base aceite Por dia 10 1 1.400,00 150,50 665,00 75,25 14.000 1.505,00

TOTAL 3 137.320 18.145

4. – PERSONALItem Descripcion Unidad Dias Cantidad Numero Tarifa Tarifa Tarifa Tarifa Sub-Total Sub-Total

Por Pozo Por Pozo Pozos US$ Bs. US$ Bs. US$ Bs.1 Ingeniero de lodos (incluye trailer / laboratorio) Por dia 80 2 1 440 90,30 70.400 14.448,00

Tecnico de control de solidos Por dia 80 2 1 460 98,93 73.626 15.829,50 Ayudante de control de solidos Por dia 80 1 1 380 80,00 30.400 6.400,00 Supervisor de filtrado Por dia 20 1 1 350 80,00 7.000 1.600,00 Ayudante de filtrado Por dia 20 2 1 310 70,00 12.400 2.800,00 Supervisor de planta de lodos Por dia 80 1 1 335 73,00 26.800 5.840,00 Ayudante en planta de lodos Por dia 80 2 1 300 66,00 48.000 10.560,00 Coordinador de Servicios Por dia 80 1 1 335 76,00 26.800 6.080,00

295.426 63.558 TOTAL 4


Tarifa Tarifas Sub-Totales

El costo total para un sistema base aceite se presenta a continuación.

Bs F $Materiales 164701.10 781319.73Equipos en Renta 8529.85 88982.44Tratamiento de Sólidos 6627.60 58569.49Personal 17201.38 80006.40TOTAL Bs 197,059.92 $1,008,878.06

Costos Totales para Sistema Base Aceite

Como puede observarse, los costos de los sistemas de fluidos base aceite son mucho

mayores que los de los sistemas base agua, esto debido principalmente a los equipos adicionales

necesarios en el taladro de perforación así como también los costos que implica la disposición de

los recortes contaminados con aceite lo cual hace este sistema no atractivo desde el punto de vista

económico.

Tabla 26. Costos de servicios y personal para fluidos base aceite.

Tabla 27. Costos totales para fluidos base aceite.

CONCLUSIONES

Las propiedades reológicas y de filtración de los sistemas base agua utilizados en la

actualidad en las actividades de perforación y completación en la zona de estudio,

demostraron ser estables a las presiones y temperaturas de yacimiento.

El diseño del sistema base aceite, adaptado a las necesidades y exigencias de Campo Boscán,

permitió establecer las directrices para alcanzar los valores de lubricidad que limitaran los

problemas de embolamiento de la mecha y el ensamblaje de fondo.

Los sistemas base agua de alto rendimiento objeto de estudio, han demostrado ser la mejor

opción, en comparación con los fluidos base aceite, aunado a un costo considerablemente

menor, por la eliminación de tratamientos y equipos adicionales de los recortes impregnados.

El uso de sistemas base agua de alto rendimiento, con aditivos que incrementen la lubricidad

del sistema, permiten la perforación de zonas arcillosas sin que las mismas reaccionen y

ocasionen problemas de limpieza de hoyo, pega de tubería, perdida de circulación, entre

otros.

Las limitantes operacionales y ambientales de los sistemas base agua base aceite fueron

analizados, demostrando así los altos costos que implica la utilización de fluidos base aceite

debido a los requerimientos y modificaciones en los taladros de perforación.

Se presentó un estudio de la incidencia económica del uso de los fluidos base agua de alto

rendimiento en comparación con los fluidos base aceite.

98

RECOMENDACIONES

El uso de un lubricante de forma preventiva en lugar de reactiva, a una concentración de

3% V/V ayudaría a reducir los problemas operacionales asociados con hinchamiento de

arcillas.

Es recomendado el uso de glicoles acompañados de cloruro de potasio para mejorar el

tiempo de estabilización de hinchamiento de las arcillas.

La selección y posterior utilización de un fluido de perforación de base acuosa diseñado

para perforar zonas que presentan lutitas altamente reactivas, no debe ser el único aspecto

a considerar para conseguir una operación exitosa. Es necesario además, optimizar otros

aspectos teles como: practicas de perforación, selección de mechas, equipos de control de

sólidos, etc., de la misma manera que el personal encargado de dicha operación debe estar

previamente documentado sobre el tipo de formación a perforar, y sus características

mineralógicas.

La evaluación económica de los sistemas de fluidos demostró que el uso de un lodo base

aceite no representa la mejor opción para estas operaciones, sin embargo, si el desarrollo

del campo requiere de taladros de perforación adicionales, el uso de este sistema debe ser

considerado y evaluado nuevamente ya que la formulación en volúmenes mas altos podría

hacer del mismo atractivo económicamente.

El acondicionamiento de las nuevas locaciones debe adaptarse para aceptar el uso de

ambos sistemas de fluidos de perforación.

99

GLOSARIO

Acidificación. Inyección de ácido clorhídrico mediante bombeo en pozos petrolíferos o gasíferos,

para disolver material calcáreo de la formación productora y facilitar el flujo e incremento de la

producción de hidrocarburos. Es una manera de aumentar la permeabilidad de la formación.

Aditivo: Sustancia química agregada a un producto para variar o mejorar sus propiedades.

Arcillas: Son minerales muy pequeños con una micro estructura en capas y un gran área de

superficie, los materiales arcillosos están formados por pequeñas partículas que son clasificadas

según su estructura dentro de un grupo específico denominado minerales arcillosos; también se

definen como silicatos de aluminio hidratados que desarrollan plasticidad cuando se mojan.

Arenisca: Roca sedimentaria clástica formada por granos de arena cuyo tamaño varía entre 2 –

0.0625 mm.

Asfaltenos. Término general que incluye cualquier bitumen sólido, de color marrón oscuro o

negro, que se presentan disueltos o dispersos en el crudo, o en forma de sedimentos. Los

asfaltenos pueden precipitarse al circular burbujas de gas a través del reservorio y puede formar

deposiciones al contacto con agua o crudo.

Balanza de lodo: Una balanza de balancín usada para determinar la densidad del lodo. Se

compone principalmente de una base, un balancín graduado con un vaso de volumen constante,

una tapa, un caballero, un cuchillo y un contrapeso.

Barril. Unidad estándar usada comúnmente en la industria petrolera, equivalente a 42 galones o

158.93838 litros medidos a una temperatura de 15.56°C/60°F.

Circulación: Recorrido que hace el fluido a través de las bombas, sarta de perforación, barrenas

y espacio anular.

100

Cabezal del pozo. También denominado árbol de navidad; es un conjunto de tubos, válvulas y

conexiones, con determinadas especificaciones de funcionamiento, que instalado en la boca del

pozo sirve para manejar y controlar la producción del mismo.

Campo. Grupo de pozos, adyacentes, separados por áreas no productoras o artificiales

delimitadas.

Cañoneo. Es el proceso de crear aberturas a través de la tubería de revestimiento y del cemento,

para establecer comunicación entre el hoyo del pozo y las formaciones seleccionadas. Las

herramientas para hacer este trabajo se llaman cañones.

Causa. Es la razón principal por la que un sistema, instalación, equipo, componente o elemento,

no funciona satisfactoriamente. Es el factor que debe ser modificado o eliminado para disminuir

la probabilidad de que el evento o falla se repita.

Colgador de tubería. Carcaza de acero que contiene cuñas. Es colocado en el cabezal del pozo,

para suspender el peso de la sarta de la tubería de producción en el pozo y proveer un sello de

presión en el tope del anular.

Completación. Operación de instalación de un equipo dentro de un pozo, luego de su

perforación y evaluación, con el propósito de producir una o más zonas.

Confiabilidad. Es la probabilidad de que un sistema opere sin fallas durante un tiempo

determinado.

Daño a la formación. Es la disminución de la productividad o inyectividad de un pozo, por

efecto de restricciones en la vecindad del pozo, en las perforaciones, en el yacimiento o en la

comunicación de las fracturas del pozo.

Densidad equivalente de circulación: Peso del fluido en la operación de perforación.

Derrumbamiento: Colapso completo o parcial de las paredes de un pozo, como resultado de las

presiones internas causadas por el hinchamiento por hidratación o por presiones de gas en la

formación.

101

Empacadura. Herramienta de subsuelo utilizada para proveer un sello entre la tubería de

producción y el revestidor del pozo, impidiendo el movimiento vertical del fluido por el espacio

anular.

Estación de flujo. Instalación utilizada para recibir y medir la producción de crudo procedente de

cada pozo, y para separar y medir el gas natural en solución con la fase líquida.

Espacio anular: El espacio alrededor de un objeto cilíndrico contenido dentro de un cilindro, en

este caso es el espacio alrededor de un tubo suspendido dentro de un pozo. Las paredes de este

espacio están compuestas por las paredes del tubo y la pared del pozo o la pared interior de

tubería de revestimiento.

Fluidos de completación. Permiten mantener las condiciones apropiadas para colocar la

completación de modo eficiente y seguro, evitando causar daños a la formación.

Fluido de perforación: Es una mezcla que consiste de gases, líquidos y sólidos distribuidos en

una fase líquida y gaseosa. Se puede describir por sus propiedades y por las propiedades de los

materiales que se han utilizados para su preparación. Puede ser a base de agua o aceite, cuyas

propiedades han sido alteradas por sólidos, naturales o de producción industrial, disueltos y/o

suspendidos. Se usa para hacer circular los recortes hacia fuera del hoyo, pero posee también

muchas otras funciones en la perforación.

Formación. Unidad geológica fundamental de la clasificación litográfica, integrada por capas o

depósitos, con características semejantes y de la misma edad.

Forro. Parte del revestidor que no se extiende hasta la superficie del pozo, sino que se suspende

por un colgador.

Gravedad API. Escala empírica para medir la densidad de los crudos y los productos líquidos del

petróleo, adoptada por la American Petroleum Institute.

Guaya. Cable que es comúnmente utilizado para bajar o subir equipo en el pozo. Generalmente

es hecha con varias tiras de alambre metálica tejida. Sus diámetros van desde 3 /16’’ hasta 3’’.

102

Historia del Pozo. Recopilación cronológica escrita de todas las incidencias referentes a la vida

de un pozo en todos sus aspectos, desde antes del inicio de la perforación hasta el abandono.

Hoyo. Hendidura de determinado de diámetro y profundidad que se hace con una barrena de

perforación en la corteza terrestre en busca de hidrocarburos. El hoyo puede estar desnudo, es

decir, sin protección interna o protegido con tuberías de revestimiento.

Inhibición: Prevención de la dispersión de arcillas y del hinchamiento.

Inhibidor: Sustancia que es considera como aditivo en fluidos de perforación, como sal o sulfato

de calcio o polímeros, para retardar una reacción química.

Inhibidor de arcillas: Toda sustancia que evita o retarda la hidratación de las arcillas de

formación.

Lutita: Roca de grano y consistencia arcillosa, en formación tipo laminar, conteniendo a veces

sustancias de origen orgánico.

Mecanismo de Falla. Es el proceso a través del cual actúa la falla dentro de un sistema.

Niple. Tubería corta, usualmente de menos de 12’’, cuyos extremos son roscados.

Se utiliza para unir elementos mecánicos, como el mandril, a la tubería de producción.

Nivel de fluido. Profundidad a la cual se encuentra el nivel de fluido (crudo) dentro del pozo.

Petróleo Bruto. Volúmenes de mezclas de petróleo y agua de formación producidos por los

pozos, y separados del gas natural a nivel de estaciones de flujo y/o múltiples de producción.

Petróleo Neto. Volumen de petróleo al cual se le ha descontado las cantidades de agua y

sedimento, para efectos de contabilización oficial a 60 °F.

103

Pescado. Herramienta, tubería, cable, empacadura o cualquier pieza de equipo que se haya caído

al fondo del pozo o se encuentre trabada en su interior. Debe ser removido antes de continuar con

cualquier trabajo de perforación.

Porcentaje de Agua y Sedimentos (% AyS). Cantidad de agua y sedimento contenido en los

fluidos producidos por el pozo, expresado en porcentaje y obtenido en el laboratorio mediante el

método de centrifugación, de acuerdo con los métodos establecidos por la American Society for

Testing Materials (ASTM).

Pozo. Hoyo que ha sido terminado apropiadamente con los accesorios requeridos, para traer a la

superficie la producción de gas y/o petróleo de un yacimiento.

Presión Atmosférica. Es la fuerza ejercida sobre una unidad de área por el peso de la atmósfera.

La presión atmosférica al nivel del mar es de 14.7 lpc.

Presión de Burbuja. Presión a la cual se forma la primera burbuja de gas al pasar un sistema del

estado líquido al de dos fases. La fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal

de gas libre.

Presión de Fondo Fluyente. Presión en el fondo del pozo o a una altura establecida, cuando el

mismo está completado y se encuentra produciendo.

Presión Estática. Presión a la altura de las perforaciones o en el fondo del pozo cuando el fluido

proveniente se ha detenido y se ha producido la estabilización de la presión.

Pruebas de Producción. Determinación de los volúmenes de fluidos (petróleo neto, gas de

formación y agua), producidos por cada pozo, en un determinado período de tiempo, cuyas fases

líquida y gaseosa se miden en un tanque o separador de prueba, ubicado generalmente en una

estación de flujo.

Prueba de Presión de Fondo. Medida de la presión del reservorio, ya sea fluyente o estática, a

una profundidad específica en el pozo. La prueba se realiza bajando un medidor de presión con

una guaya.

104

Reacondicionamiento de Pozos. Término general empleado para cualquier operación de

reparación en un pozo completado. Es diseñado para mantener, restaurar o mejorar la producción

de un reservorio que se encuentre en producción.

Relación Gas- Petróleo (RGP). Relación entre el gas de formación y el petróleo neto producido

por un pozo o grupo de pozos. Se expresa en pies cúbicos por barril.

Revestidor. También llamado tubería de revestimiento. Es una tubería de acero de pared delgada,

libre de fisuras, con una longitud desde 16 pies hasta 40 pies, cuyos extremos son roscados. Se

utiliza para sostener paredes del pozo, prevenir la contaminación del agua del reservorio y que los

fluidos provenientes de otras zonas diferentes a la productora entren al pozo.

Recortes: Fragmentos de rocas que se desprenden por la acción del trépano, traídos a la

superficie por el lodo de perforación.

Salmuera: Agua saturada de sal común (Cloruro de sodio) o que contiene una alta concentración

de la misma. Cualquier otra solución salina concentrada que contiene otras sales tales como:

cloruro de calcio, cloruro de potasio, cloruro de zinc, nitrato de calcio.

Sistema de Levantamiento Artificial. Aumenta la producción en los pozos que no poseen una

presión adecuada para mantener la misma, utilizando fuentes externas de energía.

Surfactante: Sustancia que reduce la tensión superficial de un líquido, y que sirve como agente

humectante o detergente.

Tixotropía: Capacidad que tienen algunos fluidos de desarrollar con el tiempo una resistencia de

gel. Propiedad del gel, al ser agitado, pasa al estado líquido, volviendo por sí mismo al estado

coloidal cuando se le deja en reposo.

Tubería de Producción. Tubería de especificaciones y diseño especiales utilizada en la

terminación del pozo para atraer la producción del fluido hasta la superficie. Las características y

propiedades de los diferentes rangos y diámetros de los tubos están especificadas en las normas

105

API. Se utiliza para suspender equipos de levantamiento artificial en el pozo, permite introducir

fluidos de tratamiento y químicos al pozo y protege al revestidor de corrosión y esfuerzos

térmicos.

Yacimiento. Unidad geológica de volumen limitado, porosa y permeable, capaz de contener

hidrocarburos líquidos y/o gaseosos.

106

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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FLUID DESIGN TO THE SUCCESSEFUL DEVELOPMENT OF THE BOSCAN FIELD”. XIII Congreso Latinoamericano de Perforación. Isla de Margarita, Venezuela, 2002.

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PERFORACIÓN”. 2002.

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108

ANEXOS

Figura 28. Equipos de control de sólidos lodo base aceite en pozo BN-817.

Figura 29. Cajas de recortes lodo base aceite en pozo BN-817.

109

Figura 30. Tanques de lodo en pozo BN-817.

Figura 31. Tanques de lodo desde adentro en pozo BN-817.

FACTIBILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LA …tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2011-07-21T11:31:58Z-1496/... · APROBACIÓN Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado FACTIBILIDAD

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